Elektrituruseaduse muutmise seaduse seletuskiri
Lisa
10.09.2024
Märkustega arvestamise tabel
Säte
Kommenteerija
Kommentaar/ettepanek
Tagasiside
Elektrituruseaduse muutmise seaduse eelnõu
Elektrituruseaduse muutmist käsitlevad ettepanekud
Justiitsministeerium
1. Eelnõu kohase elektrituruseaduse (ELTS) § 21 lõike 3 kohaselt töötab Konkurentsiamet välja elektriturul tarbimiskajas osalemise tingimused. Sama lõike p 2 järgi võivad need tingimused ette näha bilansihaldurile tekkinud otseste kulude hüvitamist agregaatori või tarbijate poolt. Eelnõu kohase ELTS § 21 lg 5 p 1 ja 3 kohaselt peavad nimetatud tingimused sisaldama tarbimiskaja pakkumises osaleva tarbija, bilansihalduri, agregaatori, võrguettevõtjate ning täiendavad süsteemihalduri kohustused ning bilansihaldurile [makstava] hüvitise arvutamise põhimõtted.
Juhime tähelepanu, et Konkurentsiamet saab anda üksnes haldusakte. Haldusaktid on HMS §-st 51 tulenevalt suunatud üksikjuhtumi reguleerimisele. Konkurentsiamet ei saa haldusaktiga kehtestada üldkohustuslikke norme, sealhulgas kehtestada isikutele kohustusi, määratleda hüvitise maksmise aluseid või hüvitise arvutamise põhimõtteid. Selliseid üldkohustuslikke norme saab põhiseadusest tulenevalt kehtestada üksnes õigustloova aktiga, mitte aga haldusaktiga. PS § 3 järgi teostatakse riigivõimu üksnes põhiseaduse ja sellega kooskõlas olevate seaduste alusel. Viidatud PS sättest tulenev olulisuse põhimõte näeb ette, et põhiõiguste piiramise seisukohalt olulised küsimused tuleb kehtestada seadusega. Vähem intensiivsed põhiõiguste piirangud on võimalik kehtestada täpse, selge ja piirangu intensiivsusega vastavuses oleva volitusnormi alusel määrusega.
Eeltoodust tulenevalt palume tarbimiskajas osalemise tingimuste regulatsioon läbi mõelda, esitada oluline regulatsioon ELTS-s ning vajadusel luua asjakohaselt piiritletud volitusnorm määruse kehtestamiseks.
2. Palume täiendada seletuskirja mõjuanalüüsi. Seletuskirjas on küll välja toodud eelnõuga mõjutatud sihtrühmad, kuid muudatusega kaasnevat mõju sihtrühmade kaupa ei ole võimalik eristada. Vastavalt ,,Mõjude hindamise metoodikale’’ tuleb iga sihtrühma puhul eraldi hinnata sihtrühma suurust; mõju ulatust; mõju esinemise sagedust ning ebasoovitavate mõjude kaasnemise riske. Eelnõu seletuskirjas ei ole hinnatud seaduseelnõu muudatustega kaasnevat halduskoormust elanikele ja ettevõtetele ega töökoormust avaliku sektori asutustele. Palume vastav hinnang mõjude peatükki lisada.
3. Seletuskirja 6. osa tuleb täiendada selgitustega eelnõu mõju kohta Konkurentsiametile.
4. Justiitsministeeriumi hinnangul tuleb seletuskirja täiendada osas, mis puudutab eelnõu mõju Konkurentsiameti tegevusele. Loodame, et leiame koostöös võimaluse nimetatud täienduste seletuskirja lisamiseks.
5. Palume arvestada ka käesoleva kirja lisades esitatud eelnõu ja seletuskirja failis jäljega tehtud normitehniliste ja keelemärkustega ning märkustega eelnõu mõju kohta.
6. Vastavalt Vabariigi Valitsuse reglemendi § 6 lõikele 5 palume eelnõu esitada Justiitsministeeriumile täiendavaks kooskõlastamiseks pärast praegusel kooskõlastamisel saadud arvamuste läbivaatamist ja vajaduse korral eelnõu parandamist, et enne eelnõu Vabariigi Valitsusele esitamist kontrollida selle vastavust hea õigusloome ja normitehnika eeskirjale.
Arvestatud.
Rahandusministeerium
Rahandusministeerium kooskõlastab elektrituruseaduse muutmise ja sellega seonduvalt alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi muutmise seaduse eelnõu osas, mis puudutab elektrituruseaduse muutmist. Siiski palume täiendada seletuskirja osa 7, kuivõrd eelnõu mõju riigieelarvele on kirjeldatud väga minimaalselt. Kuigi mõju kuludele ja tuludele on hinnatud väheseks, tuleb ka need välja tuua ja näidata ka kulude katteallikad (sh ei ole väljendatud, et eelnõuga Konkurentsiametile pandavate ülesannetega seotud kulud kaetakse Justiitsministeeriumi valitsemisala eelarvest).
Me ei kooskõlasta eelnõu osas, mis puudutab alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse muutmist.
Nõustume, et probleem elektrienergia osalise topelt maksustamisega on olemas ning vajab lahendamist, samas praegusel kujul tehtud ettepanek ei lahenda probleemi. See läheb vastuollu mitmete põhimõtetega ning pigem tekitab praktikas märksa tõsisemaid probleeme juurde. Maksustamise korraldus ja isikutel maksukohustuse tekkimise alused peavad olema üheselt arusaadavad. Ühel isikul tekkiv maksukohustus (või sellest vabastamine) ei saa sõltuda asjaoludest, mis on temale endale teadmata ja mille õigsust ta ise ei suuda kontrollida. Samuti peab maksustamine olema (lihtsasti) kontrollitav ilma tarbetu halduskoormuseta nii ettevõtjatele kui riigile. Ettepanek praegusel kujul loob pigem väga raskesti kontrollitava või pea kontrollimatu olukorra.
Probleemid:
1. Ettepanekus kasutatakse defineerimata mõistet „energiasalvestusüksus“, millest tekib õiguslik ebaselgus reguleeritavate isikute osas: keda selleks lugeda; kas üldse (ja milliste) tehniliste asjaoludega on see isik määratletav (näiteks salvestusmaht, ühendatus jaotusvõrguga, …)?
Samuti jääb ebaselgeks, kuidas on salvestusüksusi käitavad ettevõtjad maksuhalduri jaoks tuvastatavad selleks, et maksude tasumise õigsuse üle tõhusat järelevalvet teha? Teadaolevalt puudub elektrienergia salvestamisega tegelevatel isikutel tegevusloa omamise või tegevusest teatamise kohustus.
Maksust vabastamise tingimused peavad olema üheselt selgelt määratletud ning samuti peab vabastamise õigsus olema maksuhalduri jaoks lihtsasti kontrollitav.
Seletuskirjas kirjutatakse järgmist: „Energiasalvestusüksustena on käsitatavad erinevad lahendused alates pumphüdroelektrijaamadest kuni hoonetesse paigaldatud akupankadeni, sh elektriautode akud.“ Eelnev viitab sellele, et eelnõuga soovitakse energiasalvestusüksust käsitada väga laialt. Jääb selgusetuks, kas näiteks füüsiline isik, kes omab elektriautot ja müüb auto akusse salvestatud elektrienergiat tagasi võrku, võib olla energiasalvestusüksuseks?
Juhul kui ATKEASes kasutatakse uut mõistet, siis tuleb see defineerida või viidata definitsioonile mõnes teises seaduses.
ELTSis on planeeritud muudatus, millega soovitakse salvestustegevuse sidumist tingimusega, et see on ühendatud jaotusvõrguga. Nt eelnõu § 1 punkt 2 („salvestusperiood /-/ mille kestel elektrivõrgust võetud ja elektrivõrku tagasi antud elektrienergia loetakse salvestatud elektrienergiaks“) ja § 1 punkt 7 („Salvestusperioodi vältel elektrivõrgust salvestatud elektrienergiale samal perioodil elektrivõrku tagastatud elektrienergia koguse ulatuses käesoleva seaduse §-des 59 ja 594 nimetatud toetuste rahastamise kulu ei rakendu juhul kui energiasalvestusüksusele on paragrahvi 67 lõike 11 kohaselt rajatud eraldi mõõtepunkt või olemasolev võrguühendus on kasutusel üksnes energiasalvestusüksuse poolt. Käesoleva lõike kohast salvestatud elektrienergia arvestust teostatakse mõõtepunkti põhiselt.“).
Juhul, kui ka ATKEASe muudatus peaks hõlmama vaid jaotusvõrguga ühendatud salvestusüksust, siis loob see ettevõtjate vahel põhjendamatu ebavõrdse kohtlemise, sest kõik salvestusüksused pole ühendatud jaotusvõrguga.
2. Ettepanekuga loodava maksustamise regulatsiooni sisuline mõte jääb arusaamatuks: salvestusüksuse tarbitavat elektrienergiat (s.o salvestusüksuse enda omatarvet) ei maksustata aktsiisiga selles ulatuses, kui palju elektrienergiat edastati samal perioodil salvestusüksusest järgmisele aktsiisimaksjale. Ei eelnõust ega seletuskirjast selgu, miks peaks salvestusüksuse tarbitavat (omatarbe) elektrienergiat aktsiisist vabastama. Juhime tähelepanu, et see ei vasta ettepaneku eesmärgile, kuna seda elektrienergia kogust ei maksustata aktsiisiga mitmekordselt. Vastav omatarbe maksuvabastuse kohustus puudub ka energiamaksustamist reguleerivast direktiivis 2003/96/EÜ.
3. Ettepanek tooks kaasa elektriaktsiisi administreerimiseks kasutatava infosüsteemi muutmise vajaduse, milleks ei ole rahalisi vahendeid planeeritud ning puudub ka võimalus katta kulud muudest vahenditest.
4. Eelnõu kohaselt muutuks aktsiisi administreerimise üheks sisuliseks osapooleks salvestusüksust käitav ettevõtja, kellel aga erinevalt aktsiisimaksjatest ja aktsiisist vabastatud lõpptarbijatest puudub igasugune kohustus nii vastu võetud, enda tarbitud kui edastatud elektrienergia koguse mõõtmiseks ja selle üle arvestuse pidamiseks. Selle tagajärjel ei pruugi salvestusüksust käitava ettevõtja tegevus olla läbipaistev ja kontrollitav. Maksude tasumise õigsuse kontrollitavus ei saa olla sõltuvuses ettevõtja tahtest elektrienergia kogust mõõta ja selle üle arvestust pidada.
Ettepanekul puudub mõjuanalüüs. Pole täpselt selge isikute ring, keda eelnõuga kavatsetakse hõlmata ning mis on täiendavad kulud, mis planeeritud muudatusega ettevõtjale kaasnevad? Oluline on silmas pidada, et aktsiis mõjutab müüdava elektrienergia hinda väga vähe. Küll aga peaks salvestusüksusele olema sätestatud teatavad kohustused (praegu need eelnõus täielikult puuduvad), mis võimaldaks elektrienergia jälgitavat mõõtmist ja korrektset arvepidamist. Arvestades, et valdavalt on akuparkide toimimine täielikult automatiseeritud, siis võivad potentsiaalselt lisanduvad kohustused osutuda ettevõtjale rahaliselt oluliselt kulukamaks võrreldes aktsiisiga.
5. Ettepanekuga seatakse isikutel elektrienergialt tekkiv aktsiisimaksukohustus (või selle vähendamine) sõltuvusse asjaoludest, mis ei pruugi neile endile teada olla. Ettepaneku kohaselt ei teki ühel aktsiisimaksjal (nt võrguettevõtjal) aktsiisimaksukohustust sellelt elektrienergialt, mille (1) ta on edastanud salvestusüksust käitavale isikule, kui (2) salvestusüksuse käitaja on elektri edastanud järgnevale aktsiisimaksjale, (3) kes on ise sellelt tasunud aktsiisi. Esimesel aktsiisimaksjal ei ole praktikas võimalik ei teada ega kontrollida, kas üldse ja kui palju edastas salvestusüksuse käitaja elektrienergiat järgnevale aktsiisimaksjale ning kas ja kui palju viimane sellelt aktsiisi tasus. Samuti ei ole salvestusüksuse käitajal praktikas võimalik ei teada ega kontrollida, kas üldse ja kui palju järgnev aktsiisimaksja saadud elektrienergialt aktsiisi tasus. Lisaks on ebaselge salvestusüksuse käitaja ja järgneva aktsiisimaksja vastutus (tahtlikult või ekslikult) valeandmete esitamise eest, millega on põhjustatud esimese aktsiisimaksja poolne aktsiisi valesti deklareerimine ja/või alusetu maksuvabastuse kasutamine. Seetõttu ei ole salvestusüksuse käitajale algselt elektrienergiat edastanud aktsiisimaksjal võimalik teada, kas üldse ning millises ulatuses seda elektrienergiat aktsiisiga ei maksustata. Maksukohustuse tekkimine või sellest vabastamine peab isikule olema endale selgelt ette nähtav, mitte olema sõltuvuses asjaoludest, mis on temale teadmata ja/või mille tõele vastavust ta ei suuda kontrollida. (Rääkimata sellest, et selline lahendus on tarbetult koormav ettevõtjatele endile – pidev omavaheline infovahetus.)
Salvestusüksusest edastatud elektrienergia aktsiisist vabastamist on väär siduda sellelt järgneva elektriaktsiisi maksja poolse aktsiisi tasumise faktiga ka põhjusel, et viimane võib elektrienergia edastada ka aktsiisist vabastatud lõpptarbijale.
6. Eelnõus seotakse elektrienergia aktsiisiga mitte maksustamine vaid ühe kalendrikuu kestel edastatud elektrienergia kogusega, mille tõttu praktikas ei täida ettepanek oma eesmärki. Salvestusüksuse käitaja võib ühe kalendrikuu kestel salvestatud elektrienergiat edastada ka järgnevatel kalendrikuudel, sellega jääks eelnõus sätestatud tingimus täitmata, mille tagajärjel ei saavuta eelnõu oma eesmärki.
Arvestatud.
Eesti Vesinikutehnoloogiate Ühing
Eelnõu üheks eesmärgiks on salvestatud elektrienergia vabastamine topelt
maksustamisest. Palun seda printsiipi rakendada ka elektrienergia salvestamiseks vesinikku.
Vesinik pakub pikaajalist, sh. sesoonse salvestamise võimalust seejuures
konkurentsivõimelise hinnaga.
Palun mitte rakendada elektrienergia salvestusele ajalisi piiranguid. Hetkel on eelnõu punktis 2 salvestusperioodi pikkuseks maksimaalne 1 kuu, mis ei võta arvesse vajadust sesoonseks salvestamiseks. Seletuskirjas on toodud muudatuse põhjuseks on toodud vajadus kuupõhine arvestus tasude osas, seda aga võiks käsitleda eraldi punktina näiteks kokkuleppes kuupõhises tasaarveldamises.
Mõiste mida direktiivist ei leia, aga Eesti elektrituruseadusesse sisse on toob on “Salvestusperiood” - palun seda mõistet täpsustada ja üheselt mõistetavaks teha.
Eelnõu punktis 7 on öeldud “Käesoleva lõike kohast salvestatud elektrienergia arvestust teostatakse mõõtepunkti põhiselt”.
Küsimus, kas olukorras, kus elektrienergia salvestatakse vesinikku ühes kohas, ja vesinikust toodetud elekter tagastatakse elektrivõrku mõnes teises kohas on topeltmaksustamisest vabastatud.
Mitte arvestatud.
Selgitame:
Kuna edastustasude ja taastuvenergia toetuste rahastamise tasude arveldamine võrguettevõtjate poolt toimub kuupõhiselt, siis selguse huvides vabastatakse eelmainitud maksudest energiasalvestusüksused samuti kuupõhiselt. Vesinikku salvestamine on teiste energiasalvestusüksustega samaväärselt koheldud.
Viru Elektrivõrgud OÜ
Esitame ettepanekud/tähelepanekud:
1. Esialgu hakkaks võimalus täiendava mõõtespunkti rajamiseks energiasalvestusüksustele alates B-tüüpi tootmismoodulist (500 kW). Alustama peab ikkagi sealt, kus on päriselt rohkem efekti ehk tehnilis-majanduslikku põhjendatust.
2. Jaotusvõrgu ettevõtjana tähendab antud seaduse muudatus mitmeid suuri ja ajamahukaid arendusi/tegevusi, mis nõuavad ka olulisi investeeringuid. Esiteks ei ole kõigi vajalike muudatuste ja arendustega realistlik valmis saada 1. jaanuariks 2025. Realistlik valmidus oleks võimalik saavutada orienteeruvalt 10-14 kuu jooksul pärast vastuvõetud regulatsioonide muutmist. Teiseks on ebaselge, kes tasub vajalikud rahalised kulud. Kas on ette nähtud toetusmeetmed vms?
a. Mõõtesüsteemide soetamine ja arendus ning tehnilise toe arendamine (sh tehniliste nõuete välja töötamine).
b. Lepingutega seotud tingimuste uuendamine ja kooskõlastamine Konkurentsiametiga.
c. Kliendihaldus- ja raamatupidamistarkvara arendused (sh lepingute haldus).
Ühtlasi juhime tähelepanu, et käesoleval aastal oleme väga hõivatud 15-min mõõtmisele ülemineku, AVP uuendustega lisaks varasemalt töös olevatele arendustele.
3. Tehnilised üldpõhimõtted ei ole üldse kirjeldatud ehk puudub igasugune tehniline reeglistik. Arusaadav, et lõplikud tehnilised tingimused koostab võrguettevõtja, aga vaatamata sellele peaks olemas olema põhimõtteline raamistik. Seda enam, et Eestis on jaotusvõrguettevõtjaid rohkem kui 1.
Osaliselt arvestatud.
Selgitame:
Oleme turuosaliste tagasisidega arvestanud ja sätestame tarbimiskaja täpsemad sätted määruses, misjärel töötab tarbimiskaja osalemise tingimused välja süsteemihaldur. Tarbimiskaja kasutusele võtmine võtab tõenäoliselt aega 2026. aastani, et selle aja jooksul vajalikud andmevahetusplatvormi (AVP) arendused teostada ja tarbimiskajas osalemise tehnilised tingimused välja töötada.
Energiasalvestusüksuste topeltmaksustamise lõpetamine ei eelda olulisi arendusi ja vajalikku arvestust saab teostada olemasolevaid mõõteandmeid kasutades.
Sympower
Sympower is a European independent aggregator. We stand at the forefront of transformative energy solutions thanks to its software that oversees a sizable 1.5 GW of flexible distributed energy resources across a European footprint spanning 10 countries - Sweden, Finland, Norway, Denmark, Netherlands, Poland, Hungary, Czechia, Greece and Italy.
Sympower welcomes these analyses and would like to suggest some clarifications. On the other hand, we consider the draft legislation should provide further guidance for the future definition, supervised by the competition authority, of the rules to be applied to Demand Response (DR).
1. Analysis
First of all, we do share the view that allowing DR to participate in all markets is due to reduce high prices and volatility in those markets, thus benefiting all electricity retailers and BRPs, as well as system operators (regarding the reduction of grid imbalances or congestions) – hence ultimately all consumers, not to mention the benefits in terms of climate policy (directly, by avoiding some traditional generation, and indirectly, by facilitating the efficient integration of renewables, an important policy goal in Estonia).
Therefore, DR should be fostered (as mentioned in art.17-1 of the Directive1), and not hindered from participating in the markets (in particular, and most importantly, the day-ahead and intra-day markets).
As a consequence, the development of DR should not be slowed down by any unnecessary charge. In particular, DR should not be charged any contribution to a financial mechanism intended to compensate other market parties (suppliers or their BRPs). At least, this should be so during an initial period of several years, and remain so as long as benefits of DR to those parties exceed the costs. All the more, this is likely to be the case any time DR enters the market. Indeed, having DR in the market means demand reduction will be paid the same market price as generation, so that aggregators will focus on periods when prices are high, and market wide benefits are maximum, usually several times the costs.
Therefore, we acknowledge and support the approach suggested in the consultation document, i.e. to take into account those benefits of DR when defining further rules, and in particular a financial compensation mechanism, if any.
As far as we understand, this should not mean that compensation paid to BRPs of suppliers should be reduced as such, but rather that its cost should be fairly spread among those who benefit from DR, - rather than charged to DR, which would mean impeding DR and ultimately excluding those benefits.
Indeed, the key issue about the compensation mechanism is not so much its price, or arguments to reduce the amounts paid to BRPs of suppliers. Indeed, we understand that Estonia intends to use a model “where perimeter corrections are introduced”2 rather than one “where imbalances are settled”. In other words, while under standard imbalance settlement rules, the TSO would pay BRPs for their positive imbalances resulting from demand reduction among their customers, the correction will deprive BRPs of such payment, so that they may request a financial compensation up to such “cost”.
With such an approach, the calculation of the compensation paid to these BRPs is straightforward: it should be based on the volumes of the corrections imposed in their perimeter, and a price which could simply be the spot price (day-ahead wholesale market price), because it is altogether reflecting market conditions, public information, and used as a pivotal value for all kinds of settlements.
Then comes the last issue: who should bear the cost of these financial compensation payments. According to the Directive, Member States may require such payments from various “electricity undertakings” (as set forth at the beginning of art.17-4) rather than only from DR, given the obligation “not to create a barrier” for DR nor for aggregators. The solution is to take into account the benefits of DR, and in particular for suppliers and their BRPs, as they are described in the consultation document.
Sympower strongly supports the adoption of this approach in Estonia, given experiences in other countries, regarding both this approach, and the total failure of the alternative (charging compensation costs to DR proved a radical barrier to DR, which then has to rely on subsidies rather than be market-based).
The Directive does not impose a compensation mechanism, but, if so, it is an obligation not to create a barrier for DR. To this end, the mechanism may take into account the benefits of DR, and, when it does so, DR providers « may be required to contribute to such compensation but only where and to the extent that the benefits to all suppliers, customers and their BRPs do not exceed the costs incurred ».
Therefore, the straight-forward should be to spread the costs of the compensation among suppliers (or their BRPs) on the basis of the benefits DR provides them (by reducing market prices and their volatility), i.e. on the basis of the volumes of each supplier.
This is simple to achieve within a central settlement model, which is to be adopted in Estonia, as described in the consultation documents. We also support the choice of a central settlement model, as the simple way to manage the compensation mechanism.
Besides, the central settlement is also the best way to meet the requirement to “protect commercially sensitive information” (as set forth by art.17-3-d of the Directive), i.e. not share individual information regarding DR activations (by which aggregator from which consumer) but only at aggregated level so as not to provide information to suppliers, who are also potentially aggregators, i.e. competitors.
Finally, we would like to highlight that DR benefits all suppliers (and thus ultimately all consumers) without any need to calculate those benefits: simply because DR bids are selected in the market only if cheaper than alternative bids from generators, so that markets clear at a lower price – hence lower costs for suppliers (and BRPs when it comes to balancing markets). Besides, all studies in Europe, and all the existing experiences notably in the US, show that DR benefits will exceed costs by far, given that DR will tend to bid in the market when prices are high, thus maximising benefits for all. This is why the principle is to have DR participate in the market, and not hampered by any compensation charge. It is only if it were proven that benefits of DR do not exceed costs, that DR may be charged, and only up to the difference. This is to be considered as an ultimate safeguard, not as the starting point, given all these studies and experiences. However, it would definitely be good to have an assessment be made once in a while, be it every year or every 3 or 5 years, so as to confirm that DR entails high benefits, thus justifying this policy from the point of view of consumers.
Yet, it should be noticed that an assessment is sufficient – there is no need for a very precise calculation: indeed, the purpose is only to confirm that benefits exceed costs (by far!), so that the policy is justified (both to have DR in the market and not charge it any compensation cost). And again, suppliers do not need that calculation to reap the full benefits of DR, since these come automatically from lower market prices and volatility, via the market, without any need for regulatory intervention.
Recommendations
In order to provide sufficient clarity at legislative level, we would recommend that the law:
Adopt the central settlement model (as for instance the law in Sweden does).
Add “perimeter corrections” to the existing imbalance settlement, (as mentioned in recital 39 of the directive), and related “financial compensation” to be paid on the basis of these corrections.
Establish that benefits of DR will be taken into account in the compensation mechanism, so that compensation costs will be fairly spread among electricity undertakings, i.e. suppliers or their BRPs (pro rata their overall consumption volumes) rather than DR providers (be it aggregators or participating consumers) (as decided in the UK for instance).
Define an initial period of at least 5 years of participation of DR in the market during no cost will be charged to DR, and after that, “only where and to the extent that benefits for all suppliers, customers and their BRPs would not exceed costs” (as for instance the law in Luxembourg does).
Mandate the Competition Authority, with, if they consider it appropriate, contributions from the TSO and market operator(s), to run assessments of these benefits of DR every 3 to 5 years, so as to provide a basis to confirm the policy or adapt it and start charging DR a contribution to the compensation mechanism (as set forth and limited by article 17-4 of the directive).
Teadmiseks võetud. Sätestame täpsemad tarbimiskaja tingimused määruses ja tarbimiskajas osalemise tehnilised tingimused koostab süsteemihaldur.
Energy Pool
Energy Pool is a European leader of smart energy management. Set up in 2009 in France, the company now manages above 6 GW of flexibility throughout the world (and particularly in Europe, Japan, and Middle East, including Turkey & Saudi Arabia).
Energy Pool is grateful to the Ministry for Climate for the documents shared and for running a public consultation.
Considering the business operated by Energy Pool we will only comment the provisions dealing with Demand Response.
We apologize for responding in English.
***
Energy Pool welcomes and supports Estonian approach of Demand Response, including and in particular the possibility to aggregate loads and to participate in the wholesale market.
According to us, this approach a) is fully compliant with EU legislation (article 17.1 of directive 2019/944) and b) can prove very efficient to unlock DR potential, especially to cope with renewable intermittency.
On the top of that, Energy Pool positively notes that Estonia is ready to consider DR benefits when defining rules regarding a financial compensation (if any). As far as we understand the document, it is not envisaged to reduce the compensation paid to the suppliers’BRPs, but rather that these costs would be fairly spread among those who benefit from DR.
This approach would give a very positive signal to EU member states : most of them remain reluctant to implement such a solution (although it is clearly envisaged in the directive), in particular following the strong lobbying of suppliers and generation companies. By adopting such an approach, Estonia would pave the way for an effective development of DR on the wholesale market, without jeopardizing the electricity market nor the suppliers.
Energy Pool also welcomes the central settlement envisaged by Estonia. Such a model is without any doubt the best to arrange “simply” the splitting of the charges among those market parties benefitting from DR.
In addition, the central settlement is also the best way to meet the requirement to “protect commercially sensitive information” (as set forth by art.17-3-d of the Directive), i.e. not share individual information regarding DR activations to suppliers, who are also potentially aggregators’ competitors.
Last but not least, we also support most DR4EU recommendations expressed in their contribution :
- Adopt the central settlement model (as for instance the law in Sweden does).
- Add “perimeter corrections” to the existing imbalance settlement, (as mentioned in recital 39 of the directive), and related “financial compensation” to be paid on the basis of these corrections.
- Establish that benefits of DR will be taken into account in the compensation mechanism, so that compensation costs will be fairly spread among electricity undertakings, i.e. suppliers or their BRPs (pro rata their overall consumption volumes) rather than DR providers (be it aggregators or participating consumers) (as decided in the UK for instance).
- Define an initial period of at least 3 years of participation of DR in the market during no cost will be charged to DR, and after that, “only where and to the extent that benefits for all suppliers, customers and their BRPs would not exceed costs” (as for instance the law in Luxembourg does).
- Mandate the Competition Authority, with, if they consider it appropriate, contributions from the TSO and market operator(s), to run assessments of these benefits of DR every 3 to 5 years, so as to provide a basis to confirm the policy or adapt it and start charging DR a contribution to the compensation mechanism (as set forth and limited by article 17-4 of the directive).
Teadmiseks võetud. Sätestame täpsemad tarbimiskaja tingimused määruses ja tarbimiskajas osalemise tehnilised tingimused koostab süsteemihaldur.
DR4EU
DR4EU is grateful to the Ministry for Climate for the documents shared and for the public consultation.
This response will focus on the provisions regarding Demand Response, both in the draft legislation and
related analyses provided in the explanatory memorandum. We apologize for responding in English.
In short, DR4EU welcomes these analyses and would like to suggest some clarifications. On the other hand, DR4EU considers the draft legislation should provide further guidance for the future definition, supervised by the competition authority, of the rules to be applied to Demand Response (DR).
1. Analysis
First of all, we do share the view that allowing DR to participate in all markets is due to reduce high prices and volatility in those markets, thus benefiting all electricity retailers and BRPs, as well as system operators (regarding the reduction of grid imbalances or congestions) – hence ultimately all consumers, not to mention the benefits in terms of climate policy (directly, by avoiding some traditional generation, and indirectly, by facilitating the efficient integration of renewables, an important policy goal in Estonia).
Therefore, DR should be fostered (as mentioned in art.17-1 of the Directive3), and not hindered from participating in the markets (in particular, and most importantly, the day-ahead and intra-day markets).
As a consequence, the development of DR should not be slowed down by any unnecessary charge. In particular, DR should not be charged any contribution to a financial mechanism intended to compensate other market parties (suppliers or their BRPs). At least, this should be so during an initial period of several years, and remain so as long as benefits of DR to those parties exceed the costs. All the more, this is likely to be the case any time DR enters the market. Indeed, having DR in the market means demand reduction will be paid the same market price as generation, so that aggregators will focus on periods when prices are high, and market wide benefits are maximum, usually several times the costs.
Therefore, we acknowledge and support the approach suggested in the consultation document, i.e. to take into account those benefits of DR when defining further rules, and in particular a financial compensation mechanism, if any.
As far as we understand, this should not mean that compensation paid to BRPs of suppliers should be reduced as such, but rather that its cost should be fairly spread among those who benefit from DR, - rather than charged to DR, which would mean impeding DR and ultimately excluding those benefits.
Indeed, the key issue about the compensation mechanism is not so much its price, or arguments to reduce the amounts paid to BRPs of suppliers. Indeed, we understand that Estonia intends to use a model “where perimeter corrections are introduced”4 rather than one “where imbalances are settled”. In other words, while under standard imbalance settlement rules, the TSO would pay BRPs for their positive imbalances resulting from demand reduction among their customers, the correction will deprive BRPs of such payment, so that they may request a financial compensation up to such “cost”.
With such an approach, the calculation of the compensation paid to these BRPs is straightforward: it should be based on the volumes of the corrections imposed in their perimeter, and a price which could simply be the spot price (day-ahead wholesale market price), because it is altogether reflecting market conditions, public information, and used as a pivotal value for all kinds of settlements.
Then comes the last issue: who should bear the cost of these financial compensation payments. According to the Directive, Member States may require such payments from various “electricity undertakings” (as set forth at the beginning of art.17-4) rather than only from DR, given the obligation “not to create a barrier” for DR nor for aggregators. The solution is to take into account the benefits of DR, and in particular for suppliers and their BRPs, as they are described in the consultation document.
Sympower strongly supports the adoption of this approach in Estonia, given experiences in other countries, regarding both this approach, and the total failure of the alternative (charging compensation costs to DR proved a radical barrier to DR, which then has to rely on subsidies rather than be market-based).
The Directive does not impose a compensation mechanism, but, if so, it is an obligation not to create a barrier for DR. To this end, the mechanism may take into account the benefits of DR, and, when it does so, DR providers « may be required to contribute to such compensation but only where and to the extent that the benefits to all suppliers, customers and their BRPs do not exceed the costs incurred ».
Therefore, the straight-forward should be to spread the costs of the compensation among suppliers (or their BRPs) on the basis of the benefits DR provides them (by reducing market prices and their volatility), i.e. on the basis of the volumes of each supplier.
This is simple to achieve within a central settlement model, which is to be adopted in Estonia, as described in the consultation documents. We also support the choice of a central settlement model, as the simple way to manage the compensation mechanism.
Besides, the central settlement is also the best way to meet the requirement to “protect commercially sensitive information” (as set forth by art.17-3-d of the Directive), i.e. not share individual information regarding DR activations (by which aggregator from which consumer) but only at aggregated level so as not to provide information to suppliers, who are also potentially aggregators, i.e. competitors.
Finally, we would like to highlight that DR benefits all suppliers (and thus ultimately all consumers) without any need to calculate those benefits: simply because DR bids are selected in the market only if cheaper than alternative bids from generators, so that markets clear at a lower price – hence lower costs for suppliers (and BRPs when it comes to balancing markets). Besides, all studies in Europe, and all the existing experiences notably in the US, show that DR benefits will exceed costs by far, given that DR will tend to bid in the market when prices are high, thus maximising benefits for all. This is why the principle is to have DR participate in the market, and not hampered by any compensation charge. It is only if it were proven that benefits of DR do not exceed costs, that DR may be charged, and only up to the difference. This is to be considered as an ultimate safeguard, not as the starting point, given all these studies and experiences. However, it would definitely be good to have an assessment be made once in a while, be it every year or every 3 or 5 years, so as to confirm that DR entails high benefits, thus justifying this policy from the point of view of consumers.
Yet, it should be noticed that an assessment is sufficient – there is no need for a very precise calculation: indeed, the purpose is only to confirm that benefits exceed costs (by far!), so that the policy is justified (both to have DR in the market and not charge it any compensation cost). And again, suppliers do not need that calculation to reap the full benefits of DR, since these come automatically from lower market prices and volatility, via the market, without any need for regulatory intervention.
Recommendations
In order to provide sufficient clarity at legislative level, we would recommend that the law:
Adopt the central settlement model (as for instance the law in Sweden does).
Add “perimeter corrections” to the existing imbalance settlement, (as mentioned in recital 39 of the directive), and related “financial compensation” to be paid on the basis of these corrections.
Establish that benefits of DR will be taken into account in the compensation mechanism, so that compensation costs will be fairly spread among electricity undertakings, i.e. suppliers or their BRPs (pro rata their overall consumption volumes) rather than DR providers (be it aggregators or participating consumers) (as decided in the UK for instance).
Define an initial period of at least 5 years of participation of DR in the market during no cost will be charged to DR, and after that, “only where and to the extent that benefits for all suppliers, customers and their BRPs would not exceed costs” (as for instance the law in Luxembourg does).
Mandate the Competition Authority, with, if they consider it appropriate, contributions from the TSO and market operator(s), to run assessments of these benefits of DR every 3 to 5 years, so as to provide a basis to confirm the policy or adapt it and start charging DR a contribution to the compensation mechanism (as set forth and limited by article 17-4 of the directive).
Teadmiseks võetud. Sätestame täpsemad tarbimiskaja tingimused määruses ja tarbimiskajas osalemise tehnilised tingimused koostab süsteemihaldur.
Voltalis
Voltalis is happy to respond to the consultation regarding demand response
aggregation, our core business, and we apologize for responding in English.
In short, Voltalis welcomes these analyses and would like to suggest some
clarifications. On the other hand, Voltalis considers the draft legislation should provide further guidance for the future definition, supervised by the competition authority, of the rules to be applied to Demand Response (DR).
1. Analysis
First of all, we do share the view that allowing DR to participate in all markets is due to reduce high prices and volatility in those markets, thus benefiting all electricity retailers and BRPs, as well as system operators (regarding the reduction of grid imbalances or congestions) – hence ultimately all consumers, not to mention the benefits in terms of climate policy (directly, by avoiding some traditional generation, and indirectly, by facilitating the efficient integration of renewables, an important policy goal in Estonia).
Therefore, DR should be fostered (as mentioned in art.17-1 of the Directive ), and not hindered from participating in the markets (in particular, and most importantly, the day-ahead and intra-day markets).
As a consequence, the development of DR should not be slowed down by any unnecessary charge. In particular, DR should not be charged any contribution to a financial mechanism intended to compensate other market parties (suppliers or their BRPs). At least, this should be so during an initial period of several years, and remain so as long as benefits of DR to those parties exceed the costs. All the more, this is likely to be the case any time DR enters the market. Indeed, having DR in the market means demand reduction will be paid the same market price as generation, so that aggregators will focus on periods when prices are high, and market wide benefits are maximum, usually several times the costs.
Therefore, we acknowledge and support the approach suggested in the consultation document, i.e. to take into account those benefits of DR when defining further rules, and in particular a financial compensation mechanism, if any.
As far as we understand, this should not mean that compensation paid to BRPs of suppliers should be reduced as such, but rather that its cost should be fairly spread among those who benefit from DR, - rather than charged to DR, which would mean impeding DR and ultimately excluding those benefits.
Indeed, the key issue about the compensation mechanism is not so much its price, or arguments to reduce the amounts paid to BRPs of suppliers. Indeed, we understand that Estonia intends to use a model “where perimeter corrections are introduced” rather than one “where imbalances are settled”. In other words, while under standard imbalance settlement rules, the TSO would pay BRPs for their positive imbalances resulting from demand reduction among their customers, the correction will deprive BRPs of such payment, so that they may request a financial compensation up to such “cost”.
With such an approach, the calculation of the compensation paid to these BRPs is straightforward: it should be based on the volumes of the corrections imposed in their perimeter, and a price which could simply be the spot price (day-ahead wholesale market price), because it is altogether reflecting market conditions, public information, and used as a pivotal value for all kinds of settlements.
Then comes the last issue: who should bear the cost of these financial compensation payments. According to the Directive, Member States may require such payments from various “electricity undertakings” (as set forth at the beginning of art.17-4) rather than only from DR, given the obligation “not to create a barrier” for DR nor for aggregators. The solution is to take into account the benefits of DR, and in particular for suppliers and their BRPs, as they are described in the consultation document.
Sympower strongly supports the adoption of this approach in Estonia, given experiences in other countries, regarding both this approach, and the total failure of the alternative (charging compensation costs to DR proved a radical barrier to DR, which then has to rely on subsidies rather than be market-based).
The Directive does not impose a compensation mechanism, but, if so, it is an obligation not to create a barrier for DR. To this end, the mechanism may take into account the benefits of DR, and, when it does so, DR providers « may be required to contribute to such compensation but only where and to the extent that the benefits to all suppliers, customers and their BRPs do not exceed the costs incurred ».
Therefore, the straight-forward should be to spread the costs of the compensation among suppliers (or their BRPs) on the basis of the benefits DR provides them (by reducing market prices and their volatility), i.e. on the basis of the volumes of each supplier.
This is simple to achieve within a central settlement model, which is to be adopted in Estonia, as described in the consultation documents. We also support the choice of a central settlement model, as the simple way to manage the compensation mechanism.
Besides, the central settlement is also the best way to meet the requirement to “protect commercially sensitive information” (as set forth by art.17-3-d of the Directive), i.e. not share individual information regarding DR activations (by which aggregator from which consumer) but only at aggregated level so as not to provide information to suppliers, who are also potentially aggregators, i.e. competitors.
Finally, we would like to highlight that DR benefits all suppliers (and thus ultimately all consumers) without any need to calculate those benefits: simply because DR bids are selected in the market only if cheaper than alternative bids from generators, so that markets clear at a lower price – hence lower costs for suppliers (and BRPs when it comes to balancing markets). Besides, all studies in Europe, and all the existing experiences notably in the US, show that DR benefits will exceed costs by far, given that DR will tend to bid in the market when prices are high, thus maximising benefits for all. This is why the principle is to have DR participate in the market, and not hampered by any compensation charge. It is only if it were proven that benefits of DR do not exceed costs, that DR may be charged, and only up to the difference. This is to be considered as an ultimate safeguard, not as the starting point, given all these studies and experiences. However, it would definitely be good to have an assessment be made once in a while, be it every year or every 3 or 5 years, so as to confirm that DR entails high benefits, thus justifying this policy from the point of view of consumers.
Yet, it should be noticed that an assessment is sufficient – there is no need for a very precise calculation: indeed, the purpose is only to confirm that benefits exceed costs (by far!), so that the policy is justified (both to have DR in the market and not charge it any compensation cost). And again, suppliers do not need that calculation to reap the full benefits of DR, since these come automatically from lower market prices and volatility, via the market, without any need for regulatory intervention.
Recommendations
In order to provide sufficient clarity at legislative level, we would recommend that the law:
• Adopt the central settlement model (as for instance the law in Sweden does).
• Add “perimeter corrections” to the existing imbalance settlement, (as mentioned in recital 39 of the directive), and related “financial compensation” to be paid on the basis of these corrections.
• Establish that benefits of DR will be taken into account in the compensation mechanism, so that compensation costs will be fairly spread among electricity undertakings, i.e. suppliers or their BRPs (pro rata their overall consumption volumes) rather than DR providers (be it aggregators or participating consumers) (as decided in the UK for instance).
• Define an initial period of at least 5 years of participation of DR in the market during no cost will be charged to DR, and after that, “only where and to the extent that benefits for all suppliers, customers and their BRPs would not exceed costs” (as for instance the law in Luxembourg does).
• Mandate the Competition Authority, with, if they consider it appropriate, contributions from the TSO and market operator(s), to run assessments of these benefits of DR every 3 to 5 years, so as to provide a basis to confirm the policy or adapt it and start charging DR a contribution to the compensation mechanism (as set forth and limited by article 17-4 of the directive).
Teadmiseks võetud. Sätestame täpsemad tarbimiskaja tingimused määruses ja tarbimiskajas osalemise tehnilised tingimused koostab süsteemihaldur.
Fusebox
Fusebox OÜ toetab turuosalisena täielikult DR4EU ettepanekuid. Oleme nende väljatöötamise juures ise osalenud.
Mis puudutab Elektrilevi ettepanekut alates 500kW suuruste akude osas rakendada meetodeid, siis arvame, et see on väiksemate osas ebaõiglane.
Teadmiseks võetud. Sätestame täpsemad tarbimiskaja tingimused määruses ja tarbimiskajas osalemise tehnilised tingimused koostab süsteemihaldur.
OÜ Derivaat NH3, AS Estonian Cell
Teeme ettepaneku täiendada Elektrituruseaduse paragrahvi 592 lõige 1 järgmise lausega:
Äritarbija, mis kasutab aastas 100 GWh või rohkem elektrienergiat oma tarbeks osaleb 15% ulatuses eelnevalt nimetatud kulude katmisel.
Kaaskiri täienduse põhjenduseks:
Üheks Eesti majanduse kasvule juhtimise viisiks on elektri hinna ja sellega kaasnevate tasude ning maksude alandamine. Täna oleme olukorras, kus meie energiamahukad tootmisettevõtted ei suuda kõrgete elektrihindade ja nendega kaasnevate tasude ning maksude tõttu turul oma toodetega konkureerida, kannavad kahjumit ning on sunnitud oma tootmist vähendama, peatama või teistesse riikidesse üle viima. Ka on eelmainitud põhjuse tõttu raskendatud siia uute energiamahukate tootmisettevõtete meelitamine. Arvestades Eesti riigi poolt püstitatud kliimaeesmärke, mille kohaselt 2030. aastaks tuleb katta kogu elektrivajadus puhta energiaga ning 2050. aastaks peaks Eesti saama täiesti kliimaneutraalseks on meil selge vajadus ehitada juurde uusi taastuvenergia tootmise üksusi, sh. tuule ja päikesparke. Uute investeeringutega taastuvenergia tootmiseks kaasneb paratamatult ka ülalminitud tasude, eriti taastuvenergiatasu tõus, mis aga halvendab meie olemasolevate ja kavandatavate energiamahukate äriühingute konkurentsivõimet veelgi ning uusi energiamahukaid tootmisi siia ei rajata. Eesti möödunud aasta elektritarbimine kokku oli alla 8 TWh aastas ning tarbimise trend on pigem kahanev, samas on aga kavandatavate taastuvenergia tootmiste plaan ja selleks kavandatavate maismaa- ja meretuuleparkide hinnapõrandate pakkumine rajatud eeldusele, et Eesti elektritarbimine kasvab mitu korda. Selline tarbimise oluline kasv saab tulla ainult siis kui olemasolevad energiamahukad ettevõtted suudavad oma tootmismahtusid säilitada ning et siia rajataks uusi energiamahukaid tootmisettevõtteid. Meie poolt pakutud muudatusettepanek loob selleks head eeldused.
Loodan, et meie ettepanek leiab toetust ning saate selle Elektrituruseadusesse muudatusena sisse viia.
Teadmiseks võetud.
Edastasime ettepaneku Majandus- ja Kommunikatsiooniministeeriumile, kes on elektrituruseaduse § 592 lõike 1 muudatust koostöös Kliimaministeeriumiga välja töötamas.
Nordic Power Management OÜ
Lähtuvalt Kliimaministeeriumi poolt 11.04.2024 nr 1-4/24/1911 algatatud Elektrituruseaduse muutmise ja sellega seonduvalt alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse muutmise seaduses toodud eesmärkidest soovime jagada alljärgnevaid selgitusi ja teha mõned täiendavad Elektrituruseaduse muutmise ettepanekud.
Täiendavalt Kliimaministeeriumi poolt elektrisalvestuse topeltmaksustamise kaotamise ja sel eesmärgil salvestuse eraldi mõõtepunkti rajamise regulatsiooni lisamise ettepanekutele Elektrituruseadusesse, soovime välja tuua alljärgnevad olulised tõsiasjad:
- Tihti on suuremate elektritarbijate ja -tootjate elektrisüsteemid väga keerulised ning asuvad suure maa-ala peal, mille puhul elektrienergia mõõtmise lahendused võrguettevõtja liitumis- ja mõõtepunktis ei ole võimalikud või oleksid ebamõistlikult keerulised lahendada;
- Elektritoomisseadmete liitumine ja toodetud elektrienergia mõõtmine elektritarbijate elektripaigaldise siseselt on juba täna mõistlikult lahendatud otseliini mõõtepunkti lahenduse abil kus, elektritarbija ja -tootja rajab ise võrguga kaudses ühenduses oleva lisaliini koos mõõtepunktis asuva kaugloetava arvestiga ja tagab selle korrektse töö;
- Sarnaselt otseliini ja sellele rajatava mõõtepunktis asuva kaugloetava arvestiga saaks väga edukalt lahendada ka elektrisalvestusüksuste ühendamise tarbija/tootja elektripaigaldisega;
- Selline lahenduse tagaks väga selge elektrikoguste mõõtmise ja oleks tehniliselt lahenduselt kõige lihtsamini teostatav;
Selleks, et selline lihtne ja praktikas järgi proovitud tehniline lahendus ellu viia, tuleks meie hinnangul muuta alljärgnevaid Elektrituruseaduse punkte:
1) § 3 20) otseliin – võrguettevõtja teeninduspiirkonnas asuv liin, millel puudub eraldi võrguühendus võrguga, välja arvatud suletud jaotusvõrguga, kuid mis võib olla võrguga kaudses ühenduses turuosalise elektripaigaldise kaudu ning mis on ette nähtud elektrienergia edastamiseks energiasalvestusüksusele, salvestusperioodi jooksul salvestatud ja energiasalvestusüksusest tagastatud elektrienergia koguse kindlaksmääramiseks, ühest elektrijaamast teise või teisele turuosalisele kas oma tarbeks kasutamiseks, salvestamiseks, edasimüügiks või edastamiseks;
2) §58 lõige (2) Elektrienergia kogus, mille kohta antakse energiamajanduse korralduse seaduse §-s 327nimetatud päritolutunnistus, samuti elektrienergia kogus, mille eest tervikuna või osaliselt makstakse §-s 59, 594, 595 või 596 nimetatud, määratakse kindlaks kauglugemisseadmega ning selleks loetakse tootja elektrijaama kõikides liitumispunktides kokku kauplemisperioodi jooksul tegevusloa alusel tegutseva võrguettevõtja võrku ja/või suletud jaotusvõrku antud saldeeritud toodang ja käesoleva seaduse kohase otseliini kaudu tarbijale või energiasalvestusüksusele edastatud elektrienergia kogus. Käesoleva seaduse §-s 1081 nimetatud juhul määratakse elektrienergia kogus, mille eest makstakse toetust või mille kohta väljastatakse päritolutunnistus, kindlaks iga elektritootmiseks kasutatava elektripaigaldise põhiselt eraldi selleks ettenähtud kauglugemisseadmega.
Loodetavasti aitab selline lähenemine lihtsalt ja loogiliselt lahendada Elektrituruseaduse muutmise eesmärgi elektrisalvestuse topeltmaksustamise kaotamise osas.
Osaliselt arvestatud.
Selgitame:
Oleme täiendanud sätteid viitega otseliinile. Kuna võrguettevõtjal puudub võimalus kontrollida tarbijapaigaldises asuvaid seadmeid, siis suureneb otseliini kaudu salvestuse topelt maksustamise kaotamise arvestamist andmetega ja mõõteskeemiga manipuleerimist. Tekib oht, et suurte ja keeruliste skeemide puhul ei ole eristatav elektrienergia, mis elektrivõrgust salvestati ja võrku tagastati.
AS Alexela
Paragrahvi 44 täiendatakse lõikega 81 järgmises sõnastuses:
„(81) Avatud tarnija ja bilansihaldur ei nõua agregaatoriga agregeerimislepingu sõlminud tarbijalt ja aktiivselt võrguteenuse kasutajalt alusetuid makseid ega trahve ega rakenda nende suhtes muid põhjendamatuid lepingulisi piiranguid ega tehnilisi nõudeid, mis tuleneksid sellest, et tarbija või aktiivne võrguteenuse kasutaja osaleb agregeerimises.“
Seletuskirja kohaselt on lisatava sätte eesmärk tagada, et avatud tarnija ja bilansihaldur ei keelaks tarbijale agregeerimise kaudu tarbimiskaja pakkumises osalemist ega esitaks tarbijale või tema agregaatorile arveid tarbimiskajas osalemise eest. Samuti sätestab seletuskiri, et erandjuhuks on määratud tarned, mille puhul peab turuosaline tagama, et ta soetab kauplemisperioodil kokku lepitud energiakoguse. Siiski, tuleb arvestada, et praktikas on tekkinud olukordi, kus tarbija agregaatoriks on muu kolmas isik kui tema avatud tarnija, ning tarbija poolt agregaatoriga sõlmitud agregeerimislepingu alusel agregeerimises osalemise tõttu tekib tema avatud tarnijale otsene rahaline kahju, millisel juhul tuleb avatud tarnijal esitada põhjendatult tarbijale arve selle kahju ulatuses. Mööname, et reguleerimisturul selline probleem langeb ära nii pea, kui kehtestatakse tsentraalne arveldusmudel, mistõttu oleks meie hinnangul asjakohane jõustada kõnealune säte mitte varem kui tsentraalse arveldusmudeli rakendamisel. Sõltuvalt sellest, kuidas tarbimiskaja võetakse kasutusele päev-ette ja päevasisesel turul, võib kompensatsioon bilansihaldurile või avatud tarnijale olla ka nendel turgudel kohane.
2. Paragrahvi 87 täiendatakse lõikega 6 järgmises sõnastuses:
„(6) Elektrimüüja võimaldab tarbijal sõlmida dünaamilise elektrihinnaga lepingut. Dünaamilise elektrihinnaga lepingu sõlmimise eel teavitab elektrimüüja tarbijat lepinguga kaasnevatest võimalustest, maksumusest ja riskidest.“
Seletuskirja kohaselt on selle muudatuse vajalikkus seotud sellega, et sätestada dünaamilise elektrihinnaga pakkumine elektrimüüjate kohustusena. Nõustume seletuskirjas märgituga, et iseenesest sellise kohustuse sätestamine turul olulist muudatust kaasa ei too, kuna kõik elektrimüüjad pakuvad ka täna dünaamilise hinnaga lepinguid. Siiski tooksime välja siin kolm küsimust, mis on meie hinnangul muuhulgas olulised kodutarbijate seisukohast:
2.1. Kas ELTS muudatusega, millega sätestatakse ELTS §-is 3 termin „dünaamilise elektrihinnaga leping“ kohustab ühtlasi ka elektrimüüjaid kasutama seda terminit elektrimüügi lepingutes ja pakkumiste tegemisel? Kuidas on selle osas teiste liikmesriikide praktika, kes on direktiivi samal moel üle võtnud? Alexela hinnangul on tarbijatele oluliselt arusaadavam käibetermin „börsileping“/“börsihind“ ning meie hinnangul puuduks vajadus muuta ümber olemasolevaid ja tulevikus sõlmitavaid börsihinnal põhinevaid lepinguid seaduses sätestatava termini kaudu.
2.2. Kui elektrimüüja pakub lepingut, milles teatud protsentuaalne osa lepingu tarbimisest on kokku lepitud dünaamilise hinnaga, kas sellist lepingut kvalifitseeritakse dünaamilise elektrihinnaga lepinguna, millega kaasneks teavitamiskohustus?
2.3. Kõnealuse sätte kohaselt kohustub elektrimüüja teavitama dünaamilise elektrihinnaga lepingu sõlmimise eel tarbijat lepinguga kaasnevatest võimalustest, maksumusest ja riskidest. Kuivõrd selline kohustus puudutab oluliselt kodutarbijatele müüdava teenuse sisu arusaadavust, siis palume esitada siia ka tarbijakaitseameti poolne selgitus sellest:
2.3.1. millisel viisil ja vormis loetakse piisavaks lepingu sõlmimisele eelnev teabe andmine, arvestades, et elektrilepinguid saab sõlmida nii elektrooniliselt kaupleja iseteeninduskeskkonnas, telefonitsi sidevahendi teel, e-kirja vahendusel kui ka paberkandjal.
2.3.2. On arusaadav, et elektrimüüja peab tutvustama elektrilepingu hinna teabe, seega info maksumuse kohta. Kuid jääb ebaselgeks, millistest dünaamilise hinnaga elektrilepinguga kaasnevatest võimalustest ja riskidest (potentsiaalselt volatiilsed tunnihinnad?) tuleks kauplejal enne lepingu sõlmimist tarbijat teavitada?
Meie hinnangul on oluline, et tarbijatele ühetaolise teabe esitamine oleks selliste nõuete kehtestamisel ka tarbijaõiguseid kaitsva ja kaebuseid menetleva pädeva asutuse hinnangul üheselt selge ja piisava täpsusega kauplejatele kohustusena selgitatud, vältimaks seaduse jõustumise järel hilisemaid vaidlusi selliste kohustuste õigusselguse üle.
3. Eelnõu punktiga 22 muudetakse ELTS § 87 lõike 1 punkti 9 ja täpsustatakse, et lepinguga koos antakse tarbijale info kaebuste käsitlemise kohta, sealhulgas teave tarbija õiguste kohta, mis seonduvad vaidluste kohtuvälise lahendamisega.
Millise täpsusega peab see olema tarbijatele esitatud? Näiteks elektrimüügi valdkonnas – kas on piisav, kui müüki reguleerivates üldtingimustes on sätestatud, millistele kontaktandmetele ja mil viisil on tarbijatel võimalus esitada kaebuseid ja pretensioone kauplejale, et lahendada kaebus kokkuleppeliselt kohtuväliselt ning et (kodu)tarbijatel on õigus pöörduda oma õiguste kaitseks ka ELTS § 93 kohaselt avaldusega tarbijavaidluste komisjoni ja Konkurentsiameti poole?
4. Paragrahvi 87 lõiget 1 täiendatakse punktiga 11 järgmises sõnastuses:
„11) lihtsas ja täpses sõnastuses kokkuvõte käesolevas lõikes nimetatud lepingutingimustest.“
Seletuskirja kohaselt on selle täienduse sisuks, et liitumislepingus, võrgulepingus, elektrilepingus ja agregeerimislepingus tuleb esitada lihtsas ja täpses sõnastuses kokkuvõte põhilistest elektrituruseadusega sätestatud lepingutingimustest.
4.1. Jääb arusaamatuks, kuidas piiritletakse seda, millised on „põhilised lepingutingimused“? Kuidas tagada, et selline kokkuvõte ei tähenda eri- ja üldtingimuste dubleerimist? On tõenäoline, et elektrimüüjad võivad seda nii sisult kui vormilt tõlgendada erinevalt, mistõttu on oluline, et seadusandja koos tarbijakaitseametiga selgitaks piisava põhjalikkusega esmalt, milliseid tingimusi peaks see näiteks elektrimüüja vaatest sisaldama, vältimaks asjaolu, et ehkki kaupleja üldtingimused neid tingimusi juba sätestavad heidetaks elektrimüüjatele hiljem ette, et sellele tulnuks lepinguga edastatavas kokkuvõttes eraldiseisvalt osundada. Meie hinnangul võiks selle jaoks tekkida ühtne vorm, mida kõik elektrimüüjad või antud sättes nimetatud lepingutes tegutsevad kauplejad ühetaoliselt sisustaksid ja vormistaksid, mis tagaks üheselt arusaadavuse ja võrreldavuse ka tarbijatele. Samas ei tohiks see hakata piirama ettevõtlusvabadust ja seda, et teatud toodete puhul ei oleks võimalik seal piisava täpsusega teavet kajastada.
4.2. Millises vormis tuleb see kokkuvõte edastada ja millal? Kas see tuleb edastada koos lepinguga kliendi e-postile? Kas see peab olema iseteeninduskeskkonnas alla laetav kokkuvõte?
4.3. Kas selline kokkuvõtte esitamise kohustus tekib ka olukorras, kus tarbija sõlmib lepingumuudatuse, millega ehk muudetakse ainult lepingu kestust, hinda, paketti? Kas tähendust omab see, kas tarbija teeb muudatuse enda initsiatiivil (näiteks kaupleja
iseteeninduskeskkonnas või kaupleja poole telefonitsi pöördumisel), mitte kaupleja algatusel?
4.4. Kas selline kokkuvõtte esitamise kohustus laieneb üksnes kodutarbijatele või ka äri- ja väiketarbijatele ELTS tähenduses?
5. Paragrahvi 89 lõiget 4 täiendatakse pärast teist lauset lausega:
„Müüja peab enne tarbija lepingu dünaamilise elektrihinnaga lepingu vastu vahetamist saama selleks tarbija nõusoleku.“
Seletuskirja kohaselt ei tohi müüja ilma tarbija nõusolekuta antud muudatuse kohaselt olemasolevat lepingut muuta ja vahetada seda dünaamilise elektrihinnaga lepingu vastu, välja arvatud juhul, kui eelnev leping on lõppenud. Sätte eesmärk on viia regulatsioon kooskõlla direktiiviga (EL) 2019/944 ja tagada, et müüja ei lõpetaks ja vahetaks ühepoolselt tarbija kehtivat lepingut dünaamilise elektrihinnaga paketi vastu.
Antud sätte eesmärk on ebaselge. Esiteks luuakse sellega erinev olukord teiste elektrimüügi toodete ees, kuivõrd fikseeritud hinnaga lepingule ühepoolselt üle viimise osas sellist piirangut ei seata. Toome siia ka elulise näite – universaalteenus – selle lõpetamisega seoses on äsja vastu võetud säte ELTS § 1092 lg 3, mille kohaselt: „Elektrimüüja teatab universaalteenuse tarbijatele sellest 30 päeva ette ja annab tarbijale võimaluse valida endale uus leping. Kui tarbija oma eelistusest elektrimüüjale teada ei anna, viib müüja universaalteenuse osutamise lepingu lõppemisel tarbija üle börsihinnal põhinevale elektrimüügilepingule sellel hetkel müüja pakutavatel üldlevinud tingimustel.“ Olukorras, kus § 89 lg 4 lisatav lause hakkaks kehtima veel universaalteenuse kehtimise hetkel, muudaks see võimatuks antud börsihinnal põhinevatele lepingutele üle viimise, kuivõrd ühepoolselt ei olekski seda võimalik teha. Teine, aga praktikas olulisem teema on see, et elektrimüüjatel ei ole sellist ressurssi ega võimekust, et suure kliendibaasi korral igalt tarbijalt nõusolek saada, mis aga tähendaks seda, et näiteks antud näite korral langeksid paljud neist klientidest üldteenusele, kuna universaalteenus on näidanud, kui passiivsed võivad tarbijad olla. Lisaks on see aga paljudele tarbijatele arusaadav, et kui teda teavitatakse mingist muudatusest enne selle rakendamist ja tarbijal ei ole talle antava 30-päevase või muu piisava etteteatamiseperioodi jooksul muudatuse osas pretensiooni, siis lähtutakse, et tarbija on muudatusega nõustunud ja kaupleja saab vastava muudatuse rakendada. Ilmestame siin seda ka näiteks pikaajaliste fikseeritud hinna lepingutega, kus tarbijatega võidakse lepingu sõlmimisel kokku leppida, et lepingu tähtaja saabumisel hakatakse neile elektrit müüma börsihinna alusel, vältimaks taaskord tarbija langemist üldteenusele. Antud muudatuse korral ei oleks sisuliselt elektrimüüjatel võimalust tähtajaliste lepingute lõppemisel või toodete lõpetamisel tarbijaid börsihinnaga lepingutele (sellest eelnevalt tarbijat teavitades ja andes võimaluse mittenõustumisel leping üles öelda/mitte jätkata) ühepoolselt üle viia. Samas on selge, et vähemalt kodutarbijate passiivsust arvestades ei hakka tarbijad üldjuhul edastama elektrimüüjatele igakordselt oma nõustumust, kui tarbija on kaupleja poolt pakutava muudatusega nõus.
6. Paragrahvi 93 lõike 6 punkt 18 muudetakse ja sõnastatakse järgmiselt:
„18) jälgib turu olukorda ja konkurentsi taset, sealhulgas elektribörsi ja kodutarbijatele määratud hindu ning dünaamilise elektrihinnaga lepingute statistikat ja mõju tarbijate arvetele, ning avaldab vähemalt kord aastas sellekohase aruande, mis sisaldab ka soovitusi kodutarbijatele müüdava elektrienergia hinna kujunduse kohta;“
Seletuskirja kohaselt on selle eesmärk lisada seadusesse Konkurentsiameti kohustus hinnata dünaamilise elektrihinnaga lepingute statistikat ja mõju tarbija arvetele ning avaldada sellekohane info kord aastas. Olemuselt tähendab see ka seda, et elektrimüüjatel tuleb hakata Konkurentsiametit sellise teabega varustama. Esitame täna Konkurentsiametile küllaltki põhjalikult juba sellekohaseid andmeid – kas antud muudatuse raames hakatakse küsima mingeid täiendavaid andmeid ning tuleks turuosalistel siin arvestada ka mingi perioodilise täiendava administratiivse aruandluskohustusega Konkurentsiametile selliste andmete esitamiseks?
Osaliselt arvestatud.
Selgitame:
Paragrahvi 44 täiendatakse lõikega 81 ettepanek on igati asjakohane. Eesmärk on tsentraalse arveldusega mudelit rakendada ka teistel turgudel ja näha regulatsiooniga ette otseste kulude hüvitamise kord. Täpsemad tarbimiskajas osalemise nõuded sätestatakse määruses ja süsteemihalduri koostatavas tarbimiskajas osalemise tingimustes.
Muudatus ei kohusta elektrimüüjaid seda terminit lepingutes kasutama. Termin on vajalik, et võtta üle direktiiv (EL) 2019/944. Termini asendamine terminiga „börsileping“/“börsihind“ ei ole mõistlik, kuna dünaamilise elektrihinnaga lepingu termin on laiem kui börsihinnaga lepingu termin.
Dünaamilise elektrihinnaga leping on ka osaliselt börsihinnaga seotud leping.
Täpsustame seletuskirjas. Üldiselt piisab, kui tarbijale on teavitatud põhilistest dünaamilise elektrihinnaga lepingu ja tähtajalise fikseeritud elektrihinnaga lepingu olemusest ja ära markeeritud ka võimalus saada täiendavat infot elektrimüüja iseteenindusest või veebilehelt. Tähtis on, et tarbija saab aru, et dünaamilise elektrihinnaga lepingu puhul on tal võimalus oma tarbimisaega nihutades kulusid optimeerida, kuid on avatud hinnariskidele ja tähtajalise fikseeritud elektrilepingu puhul tal tarbimise nihutamisega säästu ei kaasne, kuid seevastu on ta kaitstud hinnariski eest, aga samas peab lepingu lõpetamisel maksma lepingu lõpetamise tasu, sh ka siis kui tarbija elukoha vahetamise tõttu peab lepingu lõpetama. Ministeerium on samuti oma veebilehel pakettide valikuga seotud info ja soovitused avaldanud.
Punktis 3 väljatoodud info on piisav, et tarbijat tema võimalustest teavitada.
Täpsustatud viitega § 87 lõikele 1, kus kokkuvõttes sisalduv info loetletud.
Kokkuvõte ei ole lepingu osa, mistõttu ei dubleeri see tingimusi. Kokkuvõtte eesmärk on võimaldada saada tarbijale põhilistest tingimustest kiirelt ja kergesti arusaadav ülevaade.
Oluline on, et tarbijale on kokkuvõte edastatud ja ta saab sellele ka hiljem soovi korral ligi nt läbi iseteeninduskeskkonna.
Kuna lepingumuudatusega muutuvad ELTS § 87 lõikes 1 loetletud tingimused, siis vajab lepingu kokkuvõte uuendamist.
Kokkuvõtte esitamise kohustus kehtib kõikide tarbijate puhul.
Säte muudetud. Kui fikseeritud elektrihinnaga lepingu lõppemisel lepingut pikendatakse või fikseeritud elektrihinnaga lepingut muudetakse, tuleb tarbija uuesti viia üle fikseeritud elektrihinnaga lepingule. Kui tarbijaga sõlmitakse uus leping, siis saab teda viia dünaamilise elektrihinnaga lepingule. Kui tarbija on juba dünaamilise elektrihinnaga lepingul, siis piirangud ei kehti.
Selgitame: Täiendavat aruandluskohustust meie hinnangul ei teki. Tegelikult täna Konkurentsiamet juba hindab seda statistikat ja avaldab info elektri- ja gaasituru aruannetes: https://www.konkurentsiamet.ee/analuusid-ja-uuringud/elektri-ja-gaasituru-aruanded
Viimati sisaldus statistika info 2021 aruandes (lk 39).
Lisaks turuosalistele info küsimisele on info tarbija poolt valitud pakettide kohta saadaval ka andmevahetusplatvormil.
Eesti Energia AS
Terminoloogia ja definitsioonid:
• Teeme ettepaneku täpsustada termini "tarbimiskaja" definitsiooni. Juhime tähelepanu, et seda terminit kirjeldab Konkurentsiameti raport veidi teisiti kui seaduse eelnõus on esitatud. Meie hinnangul ei saa seda terminit eelnõus esitatud kujul kirjeldada, vaid tuleks eristada tegevused mis hetkel on definitsioonis koos esitatud.
Selgitame, et kui tarbija muudab oma tarbimist või agregaator muudab tarbija käitumist vastavalt avaldatud elektrihinnale, siis on tegemist tarbimise kaudse juhtimisega ning see tegevus suurendab võrgukulusid ühiskonnale, kuna samas ajaperioodis peab seetõttu tegema ka reguleerimist, mille eest peavad teised tarbijad lisaks maksma läbi uue komponendi arvel, mille Elering soovib lisada.
Seega tuleks tarbimiskaja definitsiooni puhul eristada eelnõus kaudset ja otsest tarbimise juhtimist. Tarbimise otsese juhtimise puhul kaubeldakse reguleeritava ja mõõdetava paindlikkusega elektriturgudel. Motiveeritud ja tasustatud saaks olla ainult otsene tarbimise juhtimine, kuna see võib teatud tingimustel aidata kaasa süsteemi toimimisele. Seevastu kaudne juhtimine tekitab süsteemis enamasti ebabilanssi ning süsteemi juhtimise kulude tõusu.
EE hinnangul on tarbimiskaja eristamine kaudseks ja otseseks tarbimise juhtimiseks kooskõlas EL elektri siseturu direktiiviga ja teiste asjakohaste määrustega (vt taust allpool).
Taust:
Konkurentsiameti poolt esitatud tarbimiskaja kirjeldus (vastavalt direktiivile (EL) 2019/944 mõiste „tarbimiskaja“) – elektri tarbimise koormuse muutmine lõpptarbijate poolt, mis seisneb normaalse või jooksva tarbimise muutmises vastuseks turusignaalidele, sealhulgas vastuseks ajas muutuvale elektrihinnale või rahalistele stiimulitele, või vastuseks lõpptarbija kas iseseisvalt või energiavahendaja kaudu tehtud ja aktsepteeritud pakkumisele müüa komisjoni rakendusmääruse (EL) nr 1348/2014 (17) artikli 2 punktis 4 määratletud organiseeritud turu hinnaga tarbimise vähendamist või suurenemist;
Eelnõu tarbimiskaja selgitus tarbimiskaja kohta – elektri tarbimise koormuse juhtimine, mis seisneb tarbija iseseisvas tarbimise muutmises või agregaatori kaudu tehtud ja aktsepteeritud pakkumises müüa komisjoni rakendusmääruse (EL) nr 1348/2014, milles käsitletakse andmete esitamist ja millega rakendatakse energia hulgimüügituru terviklikkust ja läbipaistvust käsitleva Euroopa Parlamendi ja nõukogu määruse (EL) nr 1227/2011 artikli 8 lõiked 2 ja 6 (ELT L 363, 18.12.2014, lk 121–142), artikli 2 punktis 4 määratletud organiseeritud turu hinnaga tarbimise vähendamist või suurendamist.
• Eelnõu p.1 „dünaamilise elektrihinnaga leping – elektrileping, mis kajastab hinnakõikumisi elektribörsil kauplemisperioodide lõikes“ – juhime tähelepanu, et termin „elektribörs“ ei ole ühetähenduslik ja võib hõlmata mitmeid erinevaid elektriga kauplemise ajahorisonte, mille korral ei ole selge, millise sisuga lepingule tegelikult viidatakse. Teeme ettepaneku, et ühemõttelisuse tagamiseks tuleks kasutada ElTS alusel välja antud määruses „Taastuvast energiaallikast ja tõhusa koostootmise režiimil energia tootmiseks korraldatava vähempakkumise tingimused ja kord“ kasutatud terminit „Eesti hinnapiirkonna järgmise päeva turg“.
• Teeme ettepaneku täpsustada eelnõuga elektri tootmise ja salvestamise omavahelist seost ja erinevust. Vastasel korral tekib oht, et elektri salvestamisele kehtestatakse reeglid, mis ei sobi kokku elektri tootmise reeglitega.
Lähtudes sarnaste tegevuste võrdsest kohtlemisest tuleb elektri salvestamine lugeda elektri tootmise eriliigiks. Sellest tulenevalt:
1. Elektri salvestamise mõõtereeglites tuleb arvestada, et elektri salvesti võib olla mõne muu elektri tootmise seadme osa. Järelikult on vajalik aktsepteerida ka järgnevat mõõteskeemi:
2. Peab elektri salvestamise maksustamine toimuma elektri tootmise maksustamise reeglite alusel.
Selgitus:
Elektri tootmisel toimub energia muundamine ning salvestamisel toimub energia muundamine. Elektri tootmist ja salvestamist ei ole võimalik eristada mingi objektiivse kriteeriumi alusel.
Mõlemal juhul toimub sisendenergia hankimine ning elektri võrku andmine erineval ajal.
Asjaolu, et elektri salvestamise puhul on nii sisend kui väljund üks ja sama energialiik, ei ole sisuline asjaolu, sest elektri salvestamisel ei toimu elektri „kõrvale panemist“, vaid toimub mehhaaniline või keemiline energia muundamise protsess, sarnaselt elektrijaamadele. Samuti ei ole see unikaalne kuna näiteks nii tuuleparkidel kui päikeseparkidel on ainus ostetav sisendenergia võrgust võetav omatarbe elekter ning need tootmisüksused annavad võrku samuti elektrit.
Kehtivatest ElTS definitsioonidest tuleneb, et elektrijaama juures asuv salvesti on elektritootmisüksuse osa (vt taust allpool).
Seega tuleks võrdse kohtlemise, lihtsuse ja selguse huvides sätestada eelnõus üheselt, et elektri salvestamine on elektrienergia tootmise eriliik ning ka iseseisvad elektrisalvestid on elektritootmisüksused.
Taust:
Elektri salvestamise ja elektri tootmise definitsioonid kehtivas ElTS-is ei ole selgelt eristatavad. ElTS §3 sätestatud definitsioonide alusel võib elektri salvestamine olla elektrijaama osa või isegi elektri tootmise eriliik, kuid võib olla ka täiesti iseseisev tegevus:
„8) elektrijaam – elektrienergia tootmise ühest või mitmest tootmisseadmest koosnev talitluskogum koos selle juurde kuuluvate abiseadmete ja rajatistega;
81) elektrijaama omatarve – elektrienergia, mis on tarvilik elektrijaama ja tema juurde kuuluvate vajalike seadmete kogumi, sealhulgas elektri- ja valgustusvõrgu, juhtimis-, kaitse- ja seiresüsteemide, akumulaatorseadmete, avariitoiteallikate, pumpade, ventilaatorite, transportööride, kütuse laadimise ja ettevalmistamise seadmete elektrimootorite ning elektrikütte tõrgeteta talitluseks;
82) elektrienergia salvestamine – elektrienergia muundamine salvestatavaks energiaks, sellise energia salvestamine ja seejärel taasmuundamine elektrienergiaks või kasutamine muu energiakandjana eesmärgiga lükata elektrienergia lõppkasutamine tootmise hetkest hilisemale ajale või optimeerida koormusi elektrisüsteemis salvestusperioodi vältel“.
Tarbimiskajas osalemise tingimused (eelnõu p.4 ja p.5):
• §214 lõige 3 p.2 – ei saa nõustuda eelnõus esitatud tekstiga. Eelnõus tuleb sätestada, et tingimused peavad selgelt ja üheselt ette nägema bilansihaldurile tekkinud kulude ning saamata jäänud kasumi kohese ja täieliku hüvitamise. Ei ole õiguslikult mõeldav, et Konkurentsiamet rakendusasutusena saaks siinkohal hakata kasutama mingit kaalutlusõigust, vaid juhis kuidas käituda peab asutusele olema seadusandja poolt ette antud. Kavandatav eelnõu lubaks Konkurentsiametil kehtestada tingimused, kus agregeerimise käigus bilansihaldurilt ära võetud elektrienergia eest kompensatsiooni maksmist ei ole ette nähtud. Konkurentsiametil puudub kaalutlusõigus selle üle, et võtta ühelt ettevõttelt ära temale kuuluv vara ning anda see teisele ettevõttele ilma, et sellega kaasneks kohene ja täielik hüvitis kõigi kulude eest ning saamata jäänud kasumi eest.
Sisu poolest on ainuvõimalik lahendus sõltumatu agregaatori poolt bilansihaldurile (avatud tarnijale) tekitatud kõigi kulude ning saamata jäänud kasumi hüvitamine – elektrienergia peab kusagilt turule tulema ning selle ostab ja kulutused kannab konkreetse tarbija avatud tarnija. Agregaator kasutab avatud tarnija poolt tarbijale ostetud elektrienergiat agregeerimisel ning saab selle eest tulu. Tekib olukord, kus agregaator rikastub avatud tarnija kulul. Seega on vajalik avatud tarnijale hüvitada tema poolt soetatud elektrienergia maksumus ja muud asjaomased kulud täies ulatuses, lisaks saamata jäänud kasum.
• §214 lõige 3 p.3 – ei saa nõustuda eelnõus esitatud tekstiga. Bilansihaldurile (avatud tarnijale) tuleb tingimusteta hüvitada tema poolt soetatud elektrienergia maksumus ja muud asjaomased kulud täies ulatuses, lisaks saamata jäänud kasum. Lisaks juhime tähelepanu, et EL elektri siseturu direktiivi kohaselt on agregeerimistegevuse mõju hindamine liikmesriikide poolt vabatahtlik. Liikmesriik ei ole kohustatud kaaluma agregeerimistegevuse sotsiaal-majanduslikku mõju ega arvestama seda sõltumatu agregeerimistegevuse soodustamisel. EE ja teised turuosalised on korduvalt juhtinud nii ministeeriumite kui Konkurentsiameti tähelepanu, et tarbimise juhtimise praktikad eriti nn iseseisvate agregaatorite kaasatusel on alles kujunemisjärgus ning Eestil tuleks lähtuda parimatest praktikatest kui need on turule tekkinud. Samuti on välja kujunemata muu regulatiivne raamistik EL tasemel, mis käsitleb tarbimise juhtimist (näiteks vastav EL võrgueeskiri on alles kujundamisel). Teeme ettepaneku kustutada käesolev punkt eelnõust.
• Seoses §214 lõige 3 punktidega 2 ja 3 – juhime tähelepanu, et avatud tarnija poolt soetatud elektrienergia maksumus on üks kululiik teiste otseste kulude hulgas, mida agregaatori tegevus võib põhjustada – näiteks ebabilansikulu. Näiteks kui agregaator muudab kliendi tarbimisgraafikut peale elektribörsi päev-ette hindade teada saamist, siis iga muudetud tarbimisprofiili kWh tähendab bilansihaldurile ebabilansi kulu, mille agregaator peab kompenseerima. See eeldab, et agregaator esitab oma juhitavate tootmiste/tarbimiste kohta päev-ette graafiku. Teeme ettepaneku eelnõus sätestada iseseisvale agregaatorile graafiku esitamise kohustus.
Taust:
Kehtiva turuloogika põhitalaks on bilansihalduri bilanss. Kuna tarbimise juhtimise tegelikud kulud on suuresti teadmata või suure määramatusega, siis Eesti elektriturul tekivad selle instrumendi rakendamisel bilansihalduritele täiendavad riskid. Kokkuvõtlikult on nn sõltumatu agregeerimise puhul bilansihaldusega seotud vähemalt 4 liiki probleeme mida eelnõu praegusel kujul ei adresseeri, kuid mis vähemalt osaliselt peaksid olema reguleeritud eelistatavalt seadusandja poolt:
1. Kliendi mõõteandmeid on moonutatud peale reguleerimist ja erinevad tavapärasest tarbimisprofiilist. Bilansihaldur kasutab tarbimise prognoosimisel statistilisi mõõteandmeid ja kui ta ei ole reguleerimiskogustest teadlik, siis ta teeb suurema veaga tarbimisprognoosi ning saab selle tulemusena suurema ebabilansikulu.
Ebabilansikulu omakorda tõstab aga bilansimarginaale mis lõppkokkuvõttes suurendab bilansikulusid kõigile tarbijatele (mitte ainult nendele kes osalevad nn sõltumatus agregeerimises). Samal ajal ei ole Eestis kokku lepitud, kas nn sõltumatust agregeerimisest tulenevad kulud kuuluvad sotsialiseerimisele või mitte. EE hinnangul nõuab see seadusandja tasemel otsust. Igal juhul on vajalik need kulud bilansihaldurile kompenseerida täies ulatuses, lisaks saamata jäänud kasum.
2. Agregaator määrab praegu ise oma tegelikke reguleeritavaid koguseid ja raporteerib neid süsteemihaldurile. Samal ajal puudub Eestis ühtne metoodika agregeerimiskoguste määramiseks, koguste arvestuse üle ei ole kontrolli ega järelevalvet. Seda rolli peab täitma süsteemihaldur ning määrama tegelikult aktiveeritud kogused. See on vaja lahendada tsentraalse mudeli rakendamisel.
3. Päev-ette turu hinna kompenseerimine ei kata teatud juhtudel bilansihaldurile/müüjale reguleerimisega seotud kulusid, seda eelkõige juhul kui kliendiga on sõlmitud fikseeritud hinnaga müügileping. Sellises olukorras ei ole elektrienergia sisseostu hind bilansihalduri/elektrimüüja vaatest mitte päev-ette turuhind, vaid see hind on tuletis sõlmitud spot ja hedge tehingutest – mis võivad sõltuvalt turuolukorrast erineda päev-ette hinnast ja põhjustada bilansihaldurile/müüjale põhjendamatuid kulusid. Bilansihaldur/müüja peab seega saama hinnapakkumise tegemisel arvestada, et neil võivad tekkida täiendavad kulud juhul, kui nad sõlmivad elektrimüügilepingu kliendiga kes osaleb reguleerimisturul. Seda probleemi näiteks kavandatav tsentraalne arveldusmudel ei lahenda.
4. Lisaks eeltoodule tuleb arvestada ka mõju aktiveerimise välisele perioodile - kui tegemist on elektritarbimise nihutamisega, omab see mõju järgmiste kauplemisperioodide bilansikogustele. See aspekt ei ole tänaseni paraku arutuse all olnud, kuid see võimendab taas bilansihaldurite riske.
• §214 lõige 5 p.3 – ei saa nõustuda eelnõus esitatud tekstiga (vt eelpool esitatud kommentaarid lõige 3 kohta). Bilansihaldurile (avatud tarnijale) tuleb igal juhul hüvitada tema poolt soetatud elektrienergia maksumus ja muud asjaomased kulud täies ulatuses ning samuti saamata jäänud kasum. Lisame, et näiteks NPS päev-ette börsihinda järgmisel päeval toimuv agregeerimine ei mõjuta ning seega ei saa taolisel tarbimise kaudsel juhtimisel tekkida ühiskondlikku sotsiaalmajanduslikku tulu, vaid tekib kulu. Kasu tekkimiseks oleks vajalik muuta börsireegleid. Teeme ettepaneku korrigeerida käesolevat punkti vastavalt meie ettepanekutele §214 lõige 3 kohta, kustutades lauseosa „kui käesoleva paragrahvi lõikes 3 nimetatud tarbimiskajas osalemise tingimused näevad ette käesoleva paragrahvi lõike 3 punktides 2 ja 3 nimetatud kulude hüvitamist“.
Tarbimise juhtimise ja salvestuse rakendamine võrguprobleemide lahendamisel:
• Seletuskiri lk.4 viimane lõik, esimene lause (tsit:) "Tarbimise juhtimist ja salvestust saab rakendada ka võrguinvesteeringute edasilükkamiseks või võrgu ülekoormuse vähendamiseks." Teeme ettepaneku sätestada eelnõus, kuidas täpsemalt ja mis on detailsemad tingimused millest võrguettevõtjad peavad juhinduma, et tagada alternatiivsete investeeringute võrdne kohtlemine. Eelnõus tuleks sätestada piirid, et võrguettevõtjad võrdleks alternatiive ühtsete kriteeriumite alusel ning välistaks hanked individuaalselt seatud tingimuste alusel millest juba algselt ilmneb, et võrguettevõtja seisukohalt tegelikkuses ei ole tarbimise juhtimine või salvestamine alternatiiv ja eelistatavalt soovitakse investeerida ikkagi kaablitesse või õhuliinidesse. Näiteks ei ole mõeldav, et akusalvesti peaks võrguettevõtja hankel konkureerima selliselt, et salvesti investeering peaks olema võrguettevõttele kasulik 4 aastaga, samas kui alternatiivsele kaabelliini investeeringule arvestatakse elueaks 40 aastat. Eelnõuga tuleks luua võrguettevõtjatele raamistik, et seletuskirjas toodud eesmärk oleks ka reaalsuses rakendatav. Samuti aitaks seniste mõtteviiside muutus luua lokaalseid jaotusvõrkude paindlikkuse turge, näiteks võrgupiirkondades kus on seoses väliste ühenduste piiratusega keeruline osaleda suure võimsusega põhivõrgu sagedusturgudel.
Salvestuse vabastamine taastuvenergia tasust (eelnõu p.7):
• §592 täiendamine lõikega 10 – juhime tähelepanu, et eelnõus pakutud sõnastuse korral vabastatakse taastuvenergia tasu maksmisest vaid elektrivõrguga ühendatud salvestid, kuid otseliiniga ühendatud elektrisalvestitele säiliks taastuvenergia tasu maksmise kohustus edasi. Otseliiniga ühendatud elektrisalvestite sellisel diskrimineerimisel puudub sisuline põhjendus. Teeme ettepaneku tagada elektrivõrguga ja otseliiniga ühendatud elektrisalvestite võrdse kohtlemise, täiendades eelnõud alljärgnevalt:
• asendades sõnad „elektrivõrgust salvestatud“ sõnadega „elektrivõrgust või otseliinist salvestatud“;
• asendades sõnad „elektrivõrku tagastatud“ sõnadega „elektrivõrku või otseliini tagastatud“;
• asendades sõnad „olemasolev võrguühendus“ sõnadega „olemasolev võrguühendus või otseliin“.
Võrgu arengukava koostamise kohustus (eelnõu p.9):
• §66 täiendamine lõikega 81 – juhime tähelepanu, et käesoleval hetkel omab Elering AS nii elektri tootmise varasid kui ka põhivõrguettevõtja varasid, mistõttu võib Elering AS vastata vertikaalselt integreeritud ettevõtja tunnustele. Kuna Elering AS-il on alla 100 000 kliendi (antud juhul tuleb silmas pidada elektrienergia edastamise tegevusvaldkonda, mitte näiteks maaomanikke kellele Elering AS maksab talumistasu vms muid kliendisuhteid), siis eelnõus esitatud sõnastuse korral ei peaks Elering koostama võrgu arengukava. See oleks aga vastuolus nii EL vastava regulatsiooni mõttega kui ka kehtiva ElTS-ga. Eeltoodust tulenevalt teeme ettepaneku asendada termin „võrguettevõtja“ terminiga „jaotusvõrguettevõtja“.
Tugiteenuste hankimine (eelnõu p.13):
• §663 lõige 3, teine lause – oluline on, et eelnõus esitatud põhimõtted kohalduksid ühtemoodi kõigi võrguettevõtjate suhtes, sealhulgas põhivõrguettevõtja suhtes. Teeme ettepaneku eelnõud vastavalt täpsustada või kinnitada üle (näiteks seletuskirjas), et eelnõus esitatud säte kehtib ühetaoliselt kõigi võrguettevõtjate, s.h põhivõrguettevõtja suhtes.
Võrgutasud (eelnõu p.16):
• §71 lg 1 uus p.7 – antud punkti tuleks täiendada põhimõttega, et täiendava mõõtepunkti tasu lisandumine võrgutasudesse ning edastustasu vabastus elektrisalvestitele peavad Konkurentsiameti poolt kooskõlastamisel olema käsitletud eraldiseisvalt (s.t et võrguettevõtja ei saaks ühe tasuliigi kadumist hakata kompenseerima või tasaarveldama teise tasu lisandumise kaudu).
Tarbijalepingud (eelnõu p.24):
• §89 lõike 4 täiendamine – juhime tähelepanu, et §89 lõikes 4 on loetletud tingimused, mis tuleb täita tarbijale igasuguse lepingu muudatuse ettepaneku esitamise korral. Kui lõikele lisada eelnõus pakutud sõnastus, siis tuleneks lõike uuest sõnastusest, et vaid dünaamilise hinnaga lepingule üleviimise ettepaneku korral on vaja saada tarbija nõusolek, kuid ülejäänud lepingu muudatuste korral ei ole tarbija nõusolek enam vajalik.
Segaduse vältimiseks teeme ettepaneku lisada eelnõus kavandatud lause seadusesse eraldi lõikena (6).
Päritolutunnistused taastuvelektri salvestusele:
• Teeme ettepaneku täiendada eelnõud taastuvelektri tootmisseadmega samas asukohas asuvas salvestis enne võrku andmist salvestatud elektrile taastuvelektri päritolutunnistuste andmise võimaluse ja tingimustega.
20.11.2023. a. vastu võetud EL taastuvenergia direktiivi muudatused sisaldavad järgmist definitsiooni (44d): „samas asukohas paiknev energiasalvesti“. See kontseptsioon tuleb ElTS-i eelnõusse üle võtta, et täpsustada taastuvelektri päritolutunnistuste andmist olukorras kus toodetud taastuvelektrit koheselt elektrivõrku ei anta, vaid salvestatakse tootmisseadmega samas asukohas paiknevas salvestis. Sellisel juhul tuleks päritolutunnistus anda toodetud ning seejärel samas asukohas paiknevas energiasalvestises salvestatud taastuvelektrile võrku andmise aja ja koguse alusel. Ilma sellise täienduseta võib tekkida õiguslik selgusetus, kas näiteks päikesest elektri tootmise seadmetega toodetud elektrienergiale saab anda taastuvelektri päritolutunnistusi, kui tootmisseade annab salvestatud elektrit võrku öisel ajal.
Samuti tuleks seejuures sätestada, et taastuvelektri tootmise päritolutunnistust ei anta samas asukohas võrgust võetud ja salvestatud ning uuesti võrku tagasi antud elektrile. Selleks vajalik koguste mõõtmine ja arvutamine on võrguettevõtja vastutusel.
Seletuskiri
• Seletuskirja tekst tuleks läbivalt üle vaadata, et viia see vastavusse meie poolt eelnõule esitatud ettepanekutega. Oleme valmis pakkuma täiendavaid selgitusi, kui see on vajalik. Rõhutame, et läbivalt väärad on seletuskirjas esitatud väited ja näited, nagu mõjutaks tarbimise juhtimine Eesti hinnapiirkonna järgmise päeva turu elektrihindu (nt lk. 3, 4, 7) ning selle pinnal seletuskirjas esitatud arvamused nagu oleks selle pinnal võimalik teha mingeid järeldusi agregeerimistegevuse sotsiaalmajandusliku kasu või kahju üle. EE on korduvalt välja toonud nii siinkohal kui varasemalt, et NPS päev-ette turu elektrihinda ei mõjuta selle turu hinnasignaali alusel toimuv hilisem tarbimise kaudne juhtimine, olgu tarbija initsiatiivil või agregeerimistegevuse kaudu. Vastupidi, see tekitab süsteemis ebabilanssi ja suurendab reguleerimiskulusid. Seega antud turu kontekstis ei saa tekkida mingit ühiskondlikku kasu odavama päev-ette turuhinna näol. Selleks, et mingi kasu saaks tekkida (nt odavam elektrienergia hind päev-ette turul võrreldes mingi baasstsenaariumiga), on vajalik muuta NPS elektribörsi toimimise reegleid. NPS elektribörsi reeglite muutmist aga käesolev eelnõu ei käsitle.
Teeme ettepaneku esitada eelnõu seletuskirjas konkreetne ja NPS turukorraldajaga kokkulepitud kava, millised on kavandatavad muudatused börsireeglites ja mis on nende reeglite muudatuste läbiviimise ajakava, mis võimaldaksid tarbimise juhtimisel mõjutada elektrienergia hindu päev-ette turul Eesti hinnapiirkonnas. Juhul, kui neid muudatusi ega vastavat ajakava ei ole turukorraldajaga kokku lepitud, tuleb seletuskirjast kustutada kõik väited ja näited selle kohta, nagu mõjutaks tarbimise juhtimine Eesti hinnapiirkonna järgmise päeva turu elektrihindu.
• Viitamine – teeme ettepaneku seletuskirja läbivalt täiendada viidetega algallikatele (nt EL õigusaktide puhul konkreetsetele sätetele).
• Seletuskiri lk. 8 (viide eelnõu punktile 6) – juhime tähelepanu, et määratud tarnete käsitlus on piisavalt oluline sätestamaks seda eelnõus, mitte ainult seletuskirjas (määratud tarneid käsitletakse agregeerimise suhtes erinevalt, kui avatud tarneid).
• Eelnõus esitatud muudatuste mõjude hinnang:
• Seletuskirjas lk.12 esitatud väide „eelnõu rakendamisega ei kaasne olulisi riske“ – selle väitega ei saa nõustuda. Eelnõu rakendamisega on seotud äärmiselt olulised riskid bilansihalduritele (avatud tarnijatele) ja tarbijatele nagu oleme eelpool kirjeldanud. Nende riskide realiseerumise tõenäosuse vähendamiseks on oluline, et turukorraldus järgiks õiglast turuolukorda kus iga turuosaline vastutab oma tegude, realiseerunud riskide ja teistele osapooltele põhjustatud kahjude eest.
• Seletuskirjas lk.13 esitatud väide „tarbimise vähendamine toob alla elektri börsihindu“ – arvestades, et väide on esitatud tarbimise juhtimise kontekstis päev-ette turul, ei saa selle väitega nõustuda. NPS päev-ette turul kujunevat elektrienergia hinda ei tee odavamaks tarbimise vähendamine tarbimispäeval (vt lisaks eespool).
Teadmiseks võetud.
Selgitame:
Eelnõu käsitleb vaid otsest tarbimise juhtimist. Kaudset tarbimise juhtimist saab võrguettevõtja soodustada ajapõhiste tariifidega. Ka kaudsel tarbimise juhtimisel on elektriturule ja -süsteemile positiivne kulusid vähendav mõju.
Arvestatud.
Arvestatud. Täiendatud võimalusega saada topelt maksustamise vabastust ka viidatud skeemi puhul.
Ettepanekust ei selgu üheselt, millist muudatust täpsemalt soovitatakse teha ja mis on selle muudatuse mõjud ning eesmärk, mistõttu ei ole ettepanekuga arvestatud.
Selgitame:
Saamata jäänud kasum ei kuulu ja ei pea kuuluma hüvitamisele, samamoodi nagu ei pea kuuluma elektrimüüjale hüvitamisele näiteks energiasäästmise tõttu müümata jäänud elekter või süsinikuneutraalsete energiaallikate kasutusele võtmisel müümata jäänud fossiilelekter.
Arvestatud. Täpsemad tarbimiskaja nõuded sätestatakse määruses ja tehnilised tingimused koostab süsteemihaldur.
Mitte arvestatud.
Selgitame:
Ministeeriumile teadaolevalt on tarbimise juhtimise praktikad mitmes riigis juba välja kujunenud, samuti on mudelid järgmise päeva ja päevasisesele turule välja töötamisel Soomes ja Rootsis. Mainitud tarbimiskaja võrgueeskiri on tõepoolest väljatöötamisel, kuid täpsustame, et see võrgueeskiri keskendub reguleerimisturule ja võrguettevõtjate poolt hangitavale tarbimiskajale. Järgmise päeva ja päevasisese turu mudelid on jäetud liikmesriikide pädevusse.
Selgitame:
Otsese tarbimise juhtimise puhul teeb agregaator analoogselt elektrimüüjale elektriturule tarbimiskaja pakkumise ja päev-ette turule vastu võetud pakkumise ulatuses vastutab agregaator ebabilansi eest ehk kui agregaator pakkus turule 20 kWh tarbimiskaja, siis tuleb sellest kogusest kinni pidada või tekib agregaatori bilansihalduril ebabilanss.
Kaudse tarbimise juhtimise puhul peab tarbija bilansihaldur ise tarbija käitumist prognoosima. Leiame, et otsese tarbimise juhtimise edendamisega muutub kaudne tarbimise juhtimine paremini prognoositavaks, samuti väheneb bilansienergia kulu ehk ebabilansi katmine muutub soodsamaks.
Süsteemihaldur teostab tarbija bilansihalduri ja agregaatori bilansihalduri bilansiplaanide vahel tarne. Tarbija bilansihaldur teab koguseid, mis tema tarbijatel on agregeeritud ehk tal on olemas kogu info prognooside koostamiseks.
Regulatsiooni täiendamise eesmärk ongi selles osas selgust luua ja agregaatori tegevus selgemalt reguleerida.
Hüvitise arvutamise metoodika sätestatakse määruses või tarbimiskaja tehnilistes tingimustes. Nõustume, et päev-ette turu hinna kompenseerimine ei kata teatud juhtudel bilansihaldurile reguleerimisega tekkinud kulusid, kuid rõhutame, et päev-ette turuhinna alusel hüvitise maksmine teistel juhtudel on jällegi suurem kui bilansihalduri kulutused ehk keskmiselt bilansihalduri kulud kaetakse. Võttes aluseks teiste liikmesriikide näiteid, siis bilansihalduri hüvitis on tihtilugu väiksem kui päev-ette turuhind, kuna hedge tehingud on võimaldanud turuhinnast soodsamalt elektrit soetada. Kuna agregeerimine toimub kõrgemtael turuhindadel, siis on seda enam bilansihalduri kulud kaetud, kuna hüvitamine toimub kõrgema hinnaga.
Aktiveerimise välisel perioodil tarbimise taastumisega seotud prognooside tegemiseks on bilansihalduril kõik vajalik info olemas. Teoreetiliselt suurem ebabilanss on kompenseeritav soodsama bilansienergia kuluga, mis tänu tarbimiskaja potentsiaali kasutuselevõtmisega kaasneb.
Selgitame:
Tarbimiskaja regulatsiooni eesmärk on võimaldada tarbimiskaja analoogselt elektritootmisele pakkuda päev-ette turule ehk see mõjutab päev-ette turuhinda.
Täpsemad nõuded sätestatakse määruses, tarbimiskaja tehnilistes tingimustes, paindlikud liitumised sisalduvad elektrituru disaini muutmise direktiivis ja EL tasandil väljatöötamisel tarbimiskaja võrgueeskiri, mis muuhulgas võrguinvesteeringute vähendamiseks hangitavale tarbimiskajale keskendub.
Arvestatud.
Arvestatud.
Sätted kohalduvad ka põhivõguettevõtjale.
Arvestatud. Punkt eelnõust eemaldatud.
Arvestatud.
Mitte arvestatud.
Eelnõuga ei käsitleta taastuvelektri päritolutunnistusi.
Teadmiseks võetud.
Elektrilevi OÜ
Kliimaministeerium on ette valmistanud elektrituruseaduse (ELTS) muutmise ja sellega seonduvalt alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi muutmise seaduse eelnõu, mille eesmärk on võtta üle Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiivis (EL) 2019/944 tehtud muudatused ja kõrvaldada puudused, milles Eesti nõustub Euroopa Komisjoni põhjendatud arvamusega rikkumismenetluses nr (2021)0033. Alljärgnevalt esitab Elektrilevi omapoolsed kommentaarid ja ettepanekud edastatud eelnõu osas.
Direktiivi artikli 15 punkti 5 kohaselt peavad liikmesriigid tagama, et energiasalvestusüksust omavate aktiivsete tarbijate suhtes ei kohaldata topelttasusid, sealhulgas võrgutasusid, nende valdusesse jääva salvestatud elektrienergia eest ja võrguettevõtjatele paindlikkusteenuste osutamisel. Esmalt selgitab Elektrilevi, et ei nõua turuosalistelt, sh aktiivsetelt tarbijatelt võrguteenuse kasutamise eest topelttasusid. Elektrilevi ei rakenda edastamistasu võrku antavatelt elektrienergia kogustele. Samuti ei rakendata võrku antavatele elektrienergia kogustele muid tasusid ja makse, sh elektriaktsiisi ja taastuvenergia tasu.
Isegi, kui lugeda nn topelttasustamiseks salvestatud elektrienergia suhtes edastamistasu, elektriaktsiisi ja taastuvenergia tasu rakendamist selle salvestamisel ja selle tarbimisel lõpptarbija poolt, siis tuleb direktiivi järgi nn topelttasustamise keeldu rakendada
a) aktiivsete tarbijate suhtes, kui salvestatud elektrienergia jääb nende valdusesse;
b) aktiivsete tarbijate poolt võrguettevõtjatele paindlikkusteenuste osutamisel.
Erinevalt direktiivis viidatud aktiivsetest tarbijatest, laiendatakse eelnõuga direktiivi regulatsiooni kõikidele energiasalvestusüksustele. Samuti ei eristata eelnõuga energiasalvestusüksuste kasutamise otstarvet ehk tasu- ja maksuvabastusi rakendataks kõigile energiasalvestusüksustele, mitte ainult nende energiasalvestusüksuste suhtes, mida kasutatakse võrguettevõtjale paindlikkusteenuse osutamiseks. Elektrienergia võrgust salvestamine ja võrku tagastamine ei pruugi alati olla toimunud paindlikkusteenuse osutamise eesmärgil. Seega leiab Elektrilevi (teadmata Euroopa Komisjoni täpseid etteheiteid), et eelnõuga laiendatakse oluliselt turuosaliste gruppe ning olukordi, mille suhtes nö topelttasustamise keeldu rakendatakse.
Kuivõrd eelnõuga ei kaotata nn topelttasustamist, vaid luuakse tasu- ja maksuvabastused ühele turuosaliste grupile, palub Elektrilevi hinnata, kas selline regulatsioon võib kvalifitseeruda riigiabiks. Võrgutasusid, elektriaktsiisi ja taastuvenergia tasu rakendatakse ülekantavatele kogustele ning võrguteenuse kasutamine tasu- ja maksuvabastustega loob energiasalvestusüksustele teiste turuosaliste ees eelise.
Kui on siiski tahe energiasalvestusüksustele eelnõus sätestatud eeliseid luua, siis palub Elektrilevi arvesse võtta järgnevad selgitused ja ettepanekud.
I. Kuivõrd eelnõu näeb ette edastamistasust, taastuvenergiatasust ning elektriaktsiisist vabastuse üksnes elektrivõrgust salvestatud ja elektrivõrku tagastatud elektrienergia kogustelt, siis saab võrguettevõtja vastavaid vabastusi rakendada mõõtepunktides, millega on ühendatud üksnes energiasalvestusüksus. Juhul, kui mõõtepunktiga on ühendatud ka tootmisseadmeid, ei ole võimalik eristada elektrivõrku tagastatud salvestatud elektrienergia koguseid tootmismooduli toodetud elektrienergia kogustest. Samuti ei ole võrguettevõtjal sellisel juhul võimalik tasu- ja maksuvabastuse rakendamise arvestusest välja jätta salvesti ning tootmismoodulil omatarbe koguseid, millelt tuleb kehtiva regulatsiooni kohaselt vastavaid tasusid ja makse tasuda.
Sellest tulenevalt on Elektrilevi seisukohal, et regulatsiooni on võimalik rakendada üksnes mõõtepunktide osas, millega on ühendatud ainult energiasalvestusüksus. Sellega seonduvalt teeb Elektrilevi ettepaneku täiendada eelnõud alljärgnevalt.
1) paragrahvi 67 täiendatakse lõikega 11 järgmises sõnastuses:
(11) Võrguettevõtja rajab turuosalise taotluse alusel salvestusperioodi jooksul elektrivõrgust salvestatud ja elektrivõrku tagastatud elektrienergia koguse kindlaksmääramiseks liitumispunkti eraldi mõõtepunkti. Mõõtepunktiga ei ole lubatud ühendada tootmisseadmeid. Võrguettevõtjal on õigus nõuda turuosaliselt andmeid energiasalvestusüksuse kohta ning turuosalise elektripaigaldise ümberehitamist turuosalise kulul ja mahus, mis on vajalik salvestatud elektrienergia koguste mõõtmiseks. Turuosaline hüvitab täiendava mõõtepunkti rajamisega kaasnevad tegelikud kulud ja tasub mõõtepunkti kasutamise eest vastavalt võrguettevõtja hinnakirjale. Mõõtepunkti kasutamise tingimustes ja mõõteandmete käitlemises lepitakse kokku liitumispunkti suhtes sõlmitud võrgulepingus. Võrguettevõtjal on õigus nõuda mõõtepunkti eesmärgipärase kasutamise tõendamist.
2) Paragrahvi 67 täiendatakse lõikega 12 järgmises sõnastuses:
(12) Võrguettevõtja rajab käesoleva paragrahvi lõikes 11 nimetatud täiendava mõõtepunkti liitumispunkti, millega on ühendatud energiasalvestusüksus maksimumvõimsusega alates 500 kW.
Seletuskiri:
Võrguettevõtja rajab täiendava mõõtepunkti alates B-tüüpi tootmismoodulitele, s.o võimsuspiirangust alates 500 kW, mille puhul on nõutav sideühenduse teostamine tootmismooduli (sh salvesti) ja võrguettevõtja juhtimiskeskuse vahel. Kuivõrd võrguettevõtjal puudub ülevaade tarbija elektripaigaldisest, siis on sideühenduse kaudu võimalik tuvastada mõõtepunkti mitte-eesmärgipärast kasutamist. Samuti annaks võimsuse piiri sätestamine võrguettevõtjale võimaluse regulatsiooni järk-järgult rakendada ning omandada piisav kogemus tüüpiliste probleemide identifitseerimiseks ja lahendamiseks ning manipulatsioonide tuvastamiseks.
3) Paragrahvi 71 täiendatakse lõikega 101 järgmises sõnastuses:
(101) Salvestusperioodi vältel elektrivõrgust salvestatud ja mõõtepunkti läbinud elektrienergia eest samal perioodil elektrivõrku tagastatud ja mõõtepunkti läbinud elektrienergia koguse ulatuses ei võeta käesoleva paragrahvi lõike 1 punkti 4 kohast edastamistasu, kui energiasalvestusüksusele on paragrahvi 67 lõike 11 kohaselt rajatud eraldi mõõtepunkt või olemasolev võrguühendus on kasutusel üksnes alates 500 kW maksimumvõimsusega energiasalvestusüksuse tarbeks. Käesoleva lõike kohane salvestatud elektrienergia arvestus
toimub mõõtepunkti põhiselt ainult salvestatud elektrienergia mõõtmiseks rajatud mõõtepunktis. Kui ühes liitumispunktis asub paralleelselt ühendatuna mitu mõõtepunkti, loetakse igat mõõtepunkti läbivat elektrienergia kogust ühtlasi ka elektrivõrku läbivaks. Kui turuosaline soovib tarbimiskohas kasutusele võtta tema toodetud ja salvestatud elektrienergiat, peab turuosaline selle tarbima nimetatud mõõtepunkte läbimata.
Seletuskiri:
Selleks, et võimaldada elektrivõrgust salvestatud ja elektrivõrku tagastatud koguse arvestust, tuleb tagada, et 1) salvestisse on võimalik energiat talletada üksnes elektrivõrgust ning 2) elektrivõrku tagastatav energia pärineb üksnes salvestist (s.o ei pärine tootmisseadmetest). Seetõttu juhul, kui ühes liitumispunktis asetseb paralleelselt ühendatuna mitu arvestit, millest ühe abil arvestatakse tasu- ja maksuvabastust, tuleb käsitleda neid arvesteid läbivat elektrienergia kogust ühtlasi ka võrku läbivaks. Kui mõõtepunkti läbivat energiat mitte käsitleda ka võrku läbivana, st kliendi paigaldise ühest osast teise ossa läbi kahe arvesti suunduvat elektrienergiat käsitleda kliendi paigaldise-siseseks energiavooks, tuleb selle energiavoo suurus eraldi kindlaks määrata, mis käesoleva seadmepargi ning lähikümnendi seadmepargi puhul ei ole teostatav (vajalik oleks teostada reaalajalisi mõõtmisi ja tehteid).
Vajab täpsustamist, et võimsuspiirang kohaldub ka juhul, kui liitumispunktis on kasutusel üksnes energiasalvestusüksus. Alates 500 kW maksimumvõimsusega energiasalvestusüksustel on sideühendus võrguettevõtja juhtimiskeskusega, mis mh aitab tuvastada võimalikke manipulatsioone.
4) paragrahvi 592 täiendatakse lõikega 10 järgmises sõnastuses:
(10) Salvestusperioodi vältel elektrivõrgust salvestatud elektrienergiale samal perioodil elektrivõrku tagastatud elektrienergia koguse ulatuses käesoleva seaduse §-des 59 ja 594 nimetatud toetuste rahastamise kulu ei rakendu juhul, kui energiasalvestusüksusele on paragrahvi 67 lõike 11 kohaselt rajatud eraldi mõõtepunkt või olemasolev võrguühendus on kasutusel üksnes alates 500 kW maksimumvõimsusega energiasalvestusüksuse poolt. Käesoleva lõike kohane salvestatud elektrienergia arvestus toimub mõõtepunkti põhiselt ainult salvestatud elektrienergia mõõtmiseks rajatud mõõtepunktis. Kui ühes liitumispunktis asub paralleelselt ühendatuna mitu mõõtepunkti, loetakse igat mõõtepunkti läbivat elektrienergia kogust ühtlasi ka elektrivõrku läbivaks. Kui turuosaline soovib tarbimiskohas kasutusele võtta tema toodetud ja salvestatud elektrienergiat, peab turuosaline selle tarbima nimetatud mõõtepunkte läbimata.
Seletuskiri:
Täpsustus on vajalik eelnevas punktis kirjeldatud põhjustel.
5) Paragrahvi § 71 täiendatakse lõikega 102 järgmises sõnastuses:
(102) Võrguettevõtjal on õigus rakendada paragrahvi 67 lõike 11 kohase mõõtepunkti kasutamise tingimuste rikkumise korral salvestatud elektrienergia koguste suhtes edastamistasu, toetuste rahastamise kulu ja elektriaktsiisi vastavalt võrgust tarbitud elektrienergia kogustele kuni mõõtepunkti eesmärgipärase kasutamise tõendamiseni ja tagasiulatuvalt kuni 12 kuu ulatuses rikkumise tuvastamisest.
Seletuskiri:
Kui võrguettevõtjale on saanud teatavaks, et turuosaline ei kasuta mõõtepunkti eesmärgipäraselt, st mõõtepunkti ei läbi üksnes elektrivõrgust salvestatud ja elektrivõrku tagastatud elektrienergia kogused, rakendab võrguettevõtja salvestatud elektrienergia koguste suhtes edastamistasu, toetuste rahastamise kulu ja elektriaktsiisi vastavalt võrgust tarbitud elektrienergia kogustele. Sarnaselt elektrienergia ebaseadusliku kasutamise regulatsioonile oleks võrguettevõtjal ka sellisel juhul õigus rakendada edastamistasu, taastuvenergiatasu ja elektriaktsiisi tagasiulatuvalt kuni 12 kuu ulatuses rikkumise tuvastamisest.
6) Käesoleva seaduse § 1 punktid 7, 14 ja 17 (ja Elektrilevi täiendavad ettepanekud) ja § 2 jõustuvad 2026. aasta 1. jaanuaril.
Seletuskiri:
Täiendava mõõtepunkti loomine ja haldamine nõuab võrguettevõtja süsteemide arendamist, millega võrguettevõtja saab alustada pärast lõpliku regulatsiooni selgumist (kui on selgunud arenduste sisu ja maht). Regulatsiooni rakendamiseks on Elektrilevil vajalik teha ajamahukaid ning kulukaid arendusi lepinguhaldus- ja arveldussüsteemis, mõõtesüsteemides (tehnilised nõuded ja mõõtelahendus) ning muuta võrgulepingu tüüptingimusi, kujundada eraldi täiendav võrgutasu ja kooskõlastada need Konkurentsiametiga.
Hetke parimale teadmisele tuginedes võtab vajalike süsteemiarenduste tegemine 6-12 kuud regulatsiooni jõustumisest. Küll aga on Elektrilevi arendusressursid mitmete oluliste projektide, mh AVP vahetuse ja 15-min mõõtmise juurutamisega täielikult hõivatud vähemalt kuni käesoleva aasta lõpuni. Sellest tulenevalt ei ole Elektrilevil võimalik tasu- ja maksuvabastusi rakendada enne 01.01.2026.
II. Juhul, kui võrguettevõtjal on kohustus rakendada tasu- ja maksuvabastusi ka mõõtepunktides, millega on lisaks energiasalvestusüksusele ühendatud ka tootmismoodul, tuleb eelnõuga reguleerida, et võrguettevõtja rakendab edastamistasu, taastuvenergiatasu ja elektriaktsiisi vabastusi ka energiasalvestusüksuse ning tootmismooduli omatarbe kogustele ning võrguettevõtjal ei ole kohustust nendelt kogustelt elektriaktsiisi deklareerida ega tasuda. Vajadusel tuleb sellisel juhul elektriaktsiisi maksukohustus määratleda turuosalisele, kes salvestusüksust kasutab. Sellisel juhul rajab võrguettevõtja täiendava mõõtepunkti vastavalt võrguettevõtja tüüplahendusele ning võrguettevõtja õigus rakendada tüüplahendusi tuleks sätestada § 67 lõikesse 11.
Kuivõrd tasu- ja maksuvabastuste saamise eesmärgil võib tekkida mõõtepunkti mitte-eesmärgipärase kasutamise olukordi, mida võrguettevõtjal on keeruline tuvastada, palub Elektrilevi ministeeriumil määrata asutus (nt TTJA), kellel on õigus teostada kliendi elektripaigaldise kontrolli, veendumaks, et mõõtepunkti kasutatakse seaduses sätestatud eesmärgil ning kellel oleks pädevus rikkumiste korral rakendada sanktsioone.
Kokkuvõtvalt leiab Elektrilevi, et kavandatavad muudatused vajavad veel täiendamist ning turuosalistega täiendavat konsulteerimist.
Elektrilevi ei toeta netomõõtmise kasutuselevõttu, kuivõrd saldeeritud mõõteandmed ei anna tegelikku ülevaadet võrgust tarbitud ja võrku antud elektrienergia kogustest ja tekitab ühiskonnale lisakulu läbi selle, et võrguettevõtja peab hakkama võrgu läbilaskevõimet asjatult suuremaks ehitama.
Võrguettevõtja arendab võrku ning monitoorib võrguressursi kasutust lähtuvalt tegelikest võrguteenuse kasutamise andmetest ja vajadustest. Võrku antud ja võrgust tarbitud elektrienergia koguste saldeerimine moonutab ülevaadet tegelikult tarbitud elektrienergia koguste üle. Ka ei anna saldeeritud mõõteandmete alusel esitatud arved turuosalistele endile ülevaadet tegelikkuses tarbitud ja võrku antud elektrienergia koguste kohta. Selline moonutus ja tarbitud elektrienergia koguste kohta ülevaate puudumine pärsib ka tarbijate elektrienergia kasutamise juhtimist ja tarbimise vähendamist. Tekib olukord, kus tarbijatel puudub motivatsioon enda paigaldises faaside tasakaalu tagada, mis lõppeb sellega, et jaotusvõrgus võib üks faas üle koormuda. Võrguettevõtja peab aga tagama, et üheski faasis ülekoormust ei teki, mis tähendab, et tuleb tervikuna ehitada mitte optimaalne süsteem. See tähendab kõigile tarbijatele suuremat kulu.
Eelnõuga soovitakse ette näha, et võrguettevõtja arveldab turuosalistega teatud võrgutasu komponentide osas saldeeritud mõõteandmete alusel. Kuivõrd netomõõtmise kõrval jääks võrguettevõtjale endiselt kohustus mõõta ka võrku antud ja võrgust tarbitud elektrienergia koguseid, siis toob netomõõtmise kasutuselevõtt kaasa paralleelsete mõõteandmete haldamise.
Võrguettevõtja mõõteandmete haldamise süsteemis ei ole lisanduva keerukusega arvestatud. Mõõteandmete haldamise süsteem on üle viidud käitlema mõõteandmeid 15-min intervalliga. Võib eeldada, et saldeerimine on mõeldud toimuma ühetunnise kauplemisperioodi põhiselt. Elektrilevil ning tõenäoliselt ka teistel jaotusvõrguettevõtjatel puudub võimekus konverteerida veerandtunnised mõõteandmed tunnipõhisteks saldeeritud kogusteks.
Samuti ei arvesta muudatus asjaoluga, et AVP-sse edastatavad andmed hakkavad alates AVP uuendatud versiooni kasutusele võtmisest olema 15-min detailsusega, täitmaks aastaks 2030 võetud eesmärki täielikule 15-min mõõtmisele üleminekuks. Puudub selgus, millist täiendavat infot peaksid võrguettevõtjad hakkama AVP-sse edastama, kuna kauplemisperiood võib elektrituru toimimise võrgueeskirja § 14 lg 2 kohaselt olla nii 15 min kui 1 h.
Elektrilevi ei pea aktsepteeritavaks, et niivõrd põhimõttelise muudatuse kohta on jäetud tegemata mõjuhinnang, eelkõige, millises mahus väheneb võrguettevõtjatele võrgutasudest laekuv tulubaas. On ilmselge, et tekkivale puudujäägile tuleb leida katteallikas. Tõenäoliselt toob saldeeritud elektrienergia koguste alusel arveldamisele üleminek kaasa võrgutasude tõusu, mistõttu jääb arusaamatuks, milline on kokkuvõttes turuosalistele muudatustega kaasnev kasu.
Ka on jäetud arvestamata, et netomõõtmise kasutuselevõtt on põhimõtteline ning suure mõjuga muudatus senistes võrguteenuse osutamise põhimõtetes, mis nõuab võrguettevõtjalt mõõteandmete haldamise ja arveldamise süsteemi arendamist selliselt, et tekiks võimekus mõõteandmeid saldeerida ning korraldada nende alusel arveldamine. Arvestatud ei ole arendustele kuluvat ajakulu ning analüüsimata ja otsustamata on jäetud, milline on arendusele kuluva investeeringu maksumus ning mille arvelt selline kulu kantakse. Kui mõõte- ja arveldussüsteemide arendamise investeering tuleb teha võrguettevõtja vahenditest, siis avaldab ka see mõju võrgutasudele
Paralleelsete mõõteandmete teke toob kaasa vajaduse reguleerida läbivalt nii ELTS-is kui selle alamaktides, millistest mõõteandmetest vastava tasu esitamisel, kohustuste täitmise kontrollimisel jne lähtutakse. Näiteks jääb ebaselgeks ja on reguleerimata, millistest mõõteandmetest tuleb lähtuda võrguühenduse läbilaskevõime kasutamise kontrollimisel. Kui aluseks on netomõõtmise andmed, siis võib tekkida olukord, kus võrguühenduse ühe faasi kaudu võrguühenduse läbilaskevõime ületamine võrku antaval suunal kompenseeritakse ülejäänud kahe faasi kaudu toimuva tarbimisega. Ehk olukorras, kus ilma mõõteandmete saldeerimiseta toimuks võrguühenduse läbilaskevõime ületamine, saldeeritud mõõteandmete alusel sellist olukorda ei tekiks. Muudatustega ei ole neid aspekte analüüsitud ega vastavat regulatsiooni ette nähtud.
Elektrilevi hinnangul ei ole netomõõtmisele üleminek tehniliselt korrektne ega too turuosalistele kaasa kasu, mida on eelnõuga loodetud saavutada. Ka seatakse eelnõuga võrguettevõtjatele (ka väiksematele
võrguettevõtjatele!) ebarealistlikke ootusi, mida ei ole võimalik planeeritud ajakavas ja ilma kaasnevatele investeerimisvajadustele katteallikat leidmata realiseerida.
Vajab selgitamist, milliste seadmete tarbeks on muudatus kavandatud ning sellest lähtuvalt ka sõnastust täpsustada. Lisatav täiendus on liialt üldsõnaline, kuivõrd seadmeid, mis ei suuda andmeid edastada ega vastu võtta, on määramatul hulgal.
Võrguettevõtjal puudub seos vahetustasuga ja vajadus seda tasu rakendada.
Juhime tähelepanu, et praegu toimub elektriaktsiisi ja taastuvenergiatasu arvestus samade elektrienergia koguste alusel. Netomõõtmine ei väljenda enam võrgust tegelikult tarbitud koguseid, mis on elektriaktsiisi arvutamise lähtekoht. Võrgutasu, elektriaktsiisi ja taastuvenergiatasu arvestamine erinevatel alustel põhjustab ebavajalikku lisanduvat keerukust ja halduskoormust ning segadust turuosalistes.
Kui riik ikkagi soovib ühele turuosaliste grupile tasuvabastuste näol eelist luua, siis on Elektrilevi jätkuvalt seisukohal, et vähemalt esialgu on otstarbekas regulatsiooni rakendada alates B-tüüpi tootmismoodulitest, s.o võimsuspiirangust alates 500 kW, mille puhul on nõutav sideühenduse teostamine tootmismooduli (sh salvesti) ja võrguettevõtja juhtimiskeskuse vahel. Kuivõrd võrguettevõtjal puudub ülevaade tarbija elektripaigaldisest, siis on sideühenduse kaudu võimalik tuvastada mõõtepunkti mitte-eesmärgipärast kasutamist. Samuti annaks võimsuse piiri sätestamine võrguettevõtjale võimaluse regulatsiooni järk-järgult rakendada ning omandada piisav kogemus tüüpiliste probleemide identifitseerimiseks ja lahendamiseks ning manipulatsioonide tuvastamiseks.
Punktides 1-3 toodud olukorrad on mitmeti tõlgendavad, mistõttu on nende sisuliseks mõistmiseks vaja täpseid kirjeldusi.
Elektrilevi hinnangul oleks korrektne § 592 lõikes 10 ja § 71 lõikes 101 kavandatud mõõtmise erisusi käsitada mõõtmise paragrahvis ning reguleerida tasuliike (s.o edastamistasu ja taastuvenergiatasu) ühtselt.
Kavandatava lõike punkt 2 võib tuua kaasa olukorra, kus tootmismoodulile lisatakse väikese mahutavusega aku, saamaks tootmismooduli omatarbelt edastamistasu ja taastuvenergia tasu vabastust, st salvestit ei kasutata eesmärgipäraselt ehk elektrienergia salvestamiseks. Seetõttu on otstarbekas täiendada punkti 2 kriteeriumiga, mis tõkestaks väikese mahutavusega akude paigaldamist, et saada tasudest vabastust tootmisüksuse omatarbele. Näiteks – aku mahutavus (kWh) peaks olema vähemalt 50% võrguühenduse tarbimissuunalisest läbilaskevõimest (kW) (kulub vähemalt 0,5 h selleks, et salvestada/tühjendada sellist mahutavust võrguühendust täielikult koormates).
Eelnõus ega seletuskirjas ei ole välja toodud, milliste investeerimisprojektide nimekiri tuleb arengukavas esitada, st kas mõeldud on arenduskohustuste täitmisega seonduvaid investeeringuid. Samuti vajab selgitamist, miks jaotusvõrguettevõtja puhul sadu objekte sisaldava ja muutuda võiva projektide nimekirja esitamine vajalikuks osutub.
Elektrilevile jääb selgusetuks § 66 lõike 142 sisseviimisega taotletav regulaarsete aruannete esitamise eesmärk ja sisuline põhjendus jaotusvõrguettevõtjate puhul koos kaasneva halduskoormusega. Konkurentsiametil on võimalik viia investeeringute suhtes läbi analüüse ja algatada asjakohaseid järelevalvemenetlusi vajaduspõhiselt. Kuna aruannete esitamiseks puudub sisuline vajadus, siis aruandekohustuse sätestamisega kaasnev kasu ei kaalu üle nii võrguettevõtjatele kui ka Konkurentsiametile kaasnevat halduskoormust, mistõttu ei pea Elektrilevi vastavat regulatsiooni vajalikuks.
Juhime lisaks tähelepanu sellele, et lõike 142 sõnastus praegu menetluses olevas teises ELTS-i muutmise eelnõus (eelnõu toimiku number 24-0578) on teistsugune.
Salvestusüksuse nimivõimsuse osas on Elektrilevi esitanud tagasiside punktis 5.
Elektrilevi rõhutab, et mõõtepunkt saab reeglina asuda liitumispunktis. Mõõtepunkti rajamine turuosalise elektripaigaldisse saab toimuda üksnes erandjuhul, eelkõige, kui see on tehniliselt põhjendatud. Selguse huvides vajaks see ka seaduses rõhutamist:
(12) Kui see on tehniliselt otstarbekas, võib liitumispunktis mitteasuva täiendava mõõtepunkti rajada turuosaline ise vastavalt võrguettevõtja tingimustele.
Elektrilevi ei toeta § 71 lg 1 p 4 ja 6 nimetatud tasu esitamist saldeeritud mõõteandmete alusel (vt ka Elektrilevi tagasisidet punktis 1).
Võrguettevõtja esitab punktis 6 nimetatud tasu võrgust võetava ja võrku antava reaktiivenergia eest. Puudub põhjendus, miks peaks ka reaktiivenergia suhtes rakendama netomõõtmist.
Reaktiivenergia puhul ei saa rääkida selle tootmisest ja tarbimisest samas kontekstis kui aktiivenergia puhul. See on parasiitlik nähtus, mida võrk ise genereerib ja mille liikumise minimeerimine mõlemas suunas võimaldab võrku väiksemate kuludega ehitada ja juhtida.
Reaktiivenergia koguste summeerimine faaside vahel ei motiveeri klienti faaside põhiselt reaktiivenergiat kompenseerima, ning see võib viia suuremate pingeerinevusteni faaside vahel (klient võib ühte faasi ühendada mahtuvusliku, teise induktiivse koormuse, mistõttu ühe faasi pinge võib tõusta, teise oma langeda, mis muudab võrgu planeerimise ja juhtimise keerulisemaks).
Samuti kordab Elektrilevi oma varasemat tagasisidet, et erinevalt direktiivist ei eristata eelnõuga energiasalvestusüksuste kasutamise otstarvet ehk tasuvabastusi rakendataks kõigile energiasalvestusüksustele, mitte ainult nendele, mida kasutatakse võrguettevõtjale paindlikkusteenuse osutamiseks. Seejuures ei rakendata tasuvabastusi mitte ainult salvestatud elektrienergiale, vaid osaliselt ka tarbitud elektrienergia kogustele (tootmismooduli omatarve).
Samuti ei kaotata eelnõuga nn topelttasustamist, vaid luuakse tasuvabastused ühele osale turuosalistest.
§ 3 lõikesse 131 kauplemisperioodi netomõõtmise ehk mõõtepunkti kauplemisperioodil läbinud tootmis- ja tarbimissuunalise elektrienergia saldeerimise lisamisega on jäetud selgitamata, kuidas salvestusperioodil võrku tagastatud elektrienergia kogused arvutatakse ja kuidas kasutatakse selleks kauplemisperioodide lõikes mõõdetud elektrienergia koguseid.
Jääb arusaamatuks, millist teavet tuleb võrguettevõtjal punkti 4 alusel tarbijale anda.
Ka on sellise teabe andmine asjakohane vaid siis, kui võrgulepingu oluline rikkumine seisneb võrguühenduse läbilaskevõime ületamises. Võlgnevuste kontekstis on piiramise meetme rakendamine küsitav.
Vajab täpsustamist, et võrguettevõtjatel puudub võimekus tarbijate võrguühenduse võimsust piirata ning see eeldaks ka sideühendust tarbija elektripaigaldisega. Seega võrguühenduse kasutamise osas saaks võrguettevõtja jagada üksnes soovitusi elektrienergia kasutamise vähendamiseks ja võrguühenduse läbilaskevõime vähendamiseks.
Elektrilevi rõhutab oma varasemat tagasisidet, et täiendava mõõtepunkti loomine ja haldamine nõuab võrguettevõtja süsteemide arendamist, millega võrguettevõtja saab alustada pärast lõpliku regulatsiooni selgumist (kui on selgunud arenduste sisu ja maht). Elektrilevil ning tõenäoliselt ka teistel jaotusvõrguettevõtjatel puudub praegu mõõteandmete saldeerimise võimekus.
Regulatsiooni rakendamiseks on Elektrilevil vajalik teha ajamahukaid ning kulukaid arendusi lepinguhaldus- ja arveldussüsteemis, mõõtesüsteemides (tehnilised nõuded ja mõõtelahendus) ning muuta võrgulepingu tüüptingimusi, kujundada eraldi täiendav võrgutasu ja kooskõlastada need Konkurentsiametiga. Viimase aja praktika näitab, et vastavad
kooskõlastamised võivad kesta kuni aasta ja kauemgi.
Praegusele parimale teadmisele tuginedes võtab vajalike süsteemiarenduste tegemine 6-12 kuud regulatsiooni jõustumisest. Küll aga on Elektrilevi arendusressursid mitmete oluliste projektide, mh AVP uuendamise ja 15-min mõõtmise juurutamisega täielikult hõivatud vähemalt käesoleva aasta lõpuni. Võrguettevõtjale uusi kohustusi ja ootusi seades ei saa riik jätta õigusaktidest tulenevate teiste kohustuste täitmiseks tehtavaid muudatusi ja investeerimisvajadusi arvesse võtmata.
Sellest tulenevalt ei ole Elektrilevil võimalik tasu- ja maksuvabastusi rakendada vähemalt enne 01.01.2026. Arendustegevusse on vajalik kaasata ka mõõteandmete halduse süsteemi tarninud välispartner, kelle võimalused arendustegevuses osaleda vajavad selgitamist. Elektrilevi on algatanud uue kliendiinfosüsteemi hanke. Kui muudatuste sisu on lõplikult selgunud, tuleb need arvesse võtta süsteemi väljatöötamisel ja juurutamisel. Olemasolevas kliendiinfosüsteemis uuenduste sisseviimine ei ole enam otstarbekas. Kuna tegemist on põhimõtteliste muudatustega, on arendustegevuste lõplikku tähtaega keeruline prognoosida ning see võib osutuda ka pikemaks kui aasta. Lisaks tuleb arvestada asjaoluga, et käimas on Imatra Elekter AS-i tööprotsesside ja infosüsteemide 2025. a lõpuni kestev integreerimine Elektrileviga ning uusi võimekusi ei ole otstarbekas luua Imatra Elekter AS-i olemasolevatesse IT- süsteemidesse.
Seega tuleb sätetele, mis puudutavad mõõtmis- ja arveldamiserisusi, näha ette rakendussätted ning nende rakendamine edasi lükata vähemalt kuni 01.01.2026.
Teadmiseks võetud.
Mittearvestatud.
Selgitame:
Skeem, kuna mõõtepunkti taga asub nii salvestus kui tootmine, siis ei ole eristatavad salvestuse kaod ja elektrijaama omatarve. Sellise skeemi puhul, kui salvestuse kaod ja elektrijaama omatarve kaetakse lokaalse tootmisega, saab salvestusüksusega tootmisseade omatoodanguga kaod kattes edastustasu ja taastuvenergia rahastamise kulu vabastust nendelt kadudelt. Erisus on vajalik, et elektrisüsteemi toetamiseks efektiivseim salvestuse skeem oleks eelistatud.
Arvestatud osaliselt. Eelnõusse on lisatud piirmäär 20 kW, mis välistab väiksemad elektriautode laadijad topeltmaksustamise vabastusest ja muudab võrguettevõtjale arvestuse teostamise lihtsamaks.
Arvestatud. Lisatud punkt eelnõusse.
Mitte arvestatud. Seoses sünkroniseerimisega on oluline sätete võimalikult kire jõustumine. Kuna skeemid ja arvestus onn eelnõuga hoitud lihtsad, siis ei vaja võrguettevõtja infosüsteemid suuri muudatusi ja arvestust saab teostada olemasolevate andmete põhjal.
Teadmiseks võetud. Selgitame: saldeeritud mõõteandmed leiavad kasutust arveldamisel ja bilansi selgitamisel. Võrguettevõtja saab jätkuvalt edasi toimetada kahesuunaliste mõõteandmetega.
Selgitame: Muudatus on planeeritud direktiivi (EL) 2019/944 ülevõtmiseks, ega oma mingisugust täiendavat mõju tänastele mõõteseadmetele, kuna kasutusel on kauglugemisel mõõteseadmed.
Osaliselt arvestatud. Jõustumisaeg lükatud aasta edasi.
Selgitame: Tegemist ei ole mõõtmise erisusega, vaid arveldamise põhimõtetega.
Arvestatud. Täpsustatud seletuskirja.
Mitte arvestatud. Oluline on tagada mõõtepunkti nõuetekohasus, mida saab võrguettevõtja punkti rajades tagada.
Teadmiseks võetud.
Lõike 6 punktis nimetatud tasu eest pole salvestusele vabastust ette nähtud.
Täpsustatud seletuskirja ja eelnõud.
Arvestatud ja lükatud jõustumisaega edasi.
Arvestatud.
Eesti Gaas
Kliimaministeerium on ettevalmistanud elektrituruseaduse muutmise ja sellega seonduvalt alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse muutmise seaduse eelnõu (edaspidi eelnõu). Meil on hea meel, et Kliimaministeerium on asunud kõrvaldama elektri salvestusturu arengut takistavadi olulisi turutõkkeid ning nõustume, et sellega seotud regulatsiooni muudatused on turuosaliste poolt tungivalt oodatud. AS Eesti Gaas on üldiselt eelnõu sisuga nõus, kuid meil on mõned ettepanekud, mida palume eelnõu edasisel menetlemisel arvestada.
1. Palume jätta eelnõu § 1 punktist 4 välja osa, millega muudetakse elektrituruseaduse (edaspidi ELTS) § 214 lõiget 3.
Antud muudatusega kavandatakse laiendata Konkurentsiameti pädevust selliselt, et elektriturul tarbimiskajas osalemise tingimuste välja töötamise raames on Konkurentsiametil õigus kehtestada ka tarbimiskajas osalenud turuosalistele kulude hüvitamise reeglid, kusjuures eelnõu jätab ebaselgeks, kes täpsemalt on kohustatud isik. Kuna Konkurentsiamet ise ei ole turuosaline ELTS mõttes ning eelnõust ei nähtu, et kõnealust hüvitamise kohustust kavandatakse täita riigieelarvelistest vahenditest, siis on ilmne, et hüvitise saamise õiguse andmiseks tuleb sellele vastav hüvitise maksmise kohustus panna mõnele teisele turuosalisele ning võimalik, et ka hüvitise kogumise kohustus, juhul kui kohustatud isikuks on „kõik tarbijad“. Seega on ilmne, et antud sättega antakse Konkurentsiametile volitusnorm kehtestada reegleid, mis panevad täiendavaid õigusi ja kohustusi (sh rahalisi kohustusi) erinevatele turuosalistele, sh tarbijatele. Selliste tasude või hüvitiste maksmise kohustusi saab isikutele seada üksnes seadusega, mistõttu niivõrd laia, sisuliselt õigusloomelise pädevuse andmine Konkurentsiametile ei ole kooskõlas Eestis kehtiva õiguse üldpõhimõtetega.
2. Palume muuta eelnõu § 1 punkti 23 ja sõnastada see järgmiselt:
23) paragrahvi 87 täiendatakse lõikega 7 järgmises sõnastuses:
„(7) Tarbijale esitatakse lihtsas ja täpses sõnastuses kokkuvõte käesoleva paragrahvi lõikes 1 nimetatud lepingu peamistest tingimustest.“;
Eelnõu § 1 punktis 23 kavandatav muudatus ei täida Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiivi (EL) 2019/9441 elektrienergia siseturu ühiste normide kohta ja millega muudetakse direktiivi 2012/27/EL (edaspidi direktiiv) artikli 10 eesmärki. Direktiivi artikkel 10 viimase lause eesmärk on teha lepingu peamised tingimused tarbijatele lihtsamini mõistetavaks. Eelnõu käesoleval kujul vastu võtmisel tekiks olukord, kus lepingus endas peab sisalduma kokkuvõte lepingu tingimustest (ELTS § 87 lg 1 loetleb andmed, mis peavad sisalduma lepingus), kusjuures kokuvõtte tuleb teha ulatuslikus mahus (kõik lõikes 1 nimetatud tingimused tuleb ümber jutustada) ning kokkuvõtte sõnastus peab olema lepingu tekstist erinev (lihtsam). See tähendab, et ühe lepingu raames tuleks väga suur hulk olulisi lepingu tingimusi reguleerida mitmes kohas ja erinevas sõnastuses. Selline lahendus raskendab oluliselt lepingu tõlgendamist, kuna jääb ebaselgeks, milline säte prevaleerib, põhjustades sellega lepinguliste vaidluste (sh kohtuvaidluste) ebaproportsionaalset kasvu. Direktiiv ei näe ette, et kokkuvõte peab olema lepingu osa, vaid mõeldud on seda, et kokkuvõte esitatakse tarbijale täiendavalt. Lisaks tekitaks liiga suure hulga lepingus sisalduva informatsiooni üle kordamine pigem täiendavat segadust. Lihtsuse ja selguse eesmärki täidaks paremini see, kui kokkuvõttes tuuakse välja üksnes peamine info, mille saamisest on keskmine tarbija tõenäoliselt huvitatud või mida tal on kindlasti vaja teada.
3. Palume eelnõu § 1 punktis 24 asendada sõna „nõusoleku“ sõnaga „nõustumuse“.
Mõistame, et antud sätte sõnastusel on eeskujuks võetud direktiivi artikel 11 punkt 3, kuid selle sisust nähtub, et mõeldud on nõusolekut sõlmida leping, mis võlaõigusseaduse § 20 lõikes 1 on defineeritud kui „nõustumus“. Õigusselguse huvides tuleks ka direktiivi ülevõtmisel kasutada Eestis kehtivas õiguses tuntud termineid.
4. Palume eelnõu §-s 2 asendada sõnad „tingimusel, et elektriaktsiisi maksja tasub energiasalvestusüksuse poolt temale edastatud elektrienergia eest aktsiisi“ sõnadega „tingimusel, et elektriaktsiisi maksjal on tekkinud energiasalvestusüksuse poolt temale edastatud elektrienergia eest aktsiisi tasumise kohustus“.
Alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse § 24 lõikesse 63 lisatav energiasalvestusüksusega seotud maksuvabastuse rakendumine ei tohiks olla seatud sõltuvusse kolmanda isiku poolt aktsiisi tegeliku maksmisega, vaid üksnes kolmandal isikul maksukohustuse tekkimisega. Vastasel juhul tekib olukord, kus salvestusüksuse omaniku õigused sõltuksid sellest, kas elektriaktsiisi maksja täidab temale seadusest tulenevat maksukohustust. Seadusest tulenevate maksude sisse nõudmise eest vastutab Maksu- ja Tolliamet, mitte maksuvabastuse subjekt. Lisaks sellele, et see oleks energiasalvestusüksuse omaniku suhtes äärmisel ebaõiglane, oleks sellise lahenduse praktikas elluviimine keeruline (kes ja kuidas jälgib, kas maksuvabastuse rakendumise eelduseks olev aktsiisi tasumise kohustus on täidetud?) ning tekitaks põhjendamatut ebaselgust (energiasalvestusüksuse omanikul ei ole selget ülevaadet kas maksuvabastus kehtib).
5. Palume eelnõust välja jätta §-i 3, st palume elektrisalvestuse edendamisega seotud sätte jõustada tavakorras. Või kui see ei ole võimalik, siis tuua antud sätete jõustumise aeg nii varaseks kui võimalik.
Balti riigid leppisid kokku sünkroniseerimise varasemaks toomise ühise tegevuskava, mille järgi toimub Mandri-Euroopa elektrisüsteemiga sünkroniseerimine 2025. aasta veebruaris. Seetõttu on äärmiselt oluline, et salvestusseadmeid kui elektrivõrku tasakaalustava toimega seadmeid tuleks turule kiiremini juurde. Ka seletuskirja punktis 1.3 on välja toodud, et elektrisalvestuse edendamisega seotud sätted on kiireloomulised tulenevalt Baltikumi sünkronseerimiset Kesk-Euroopa sünkroonalaga 2025. aasta alguses ning need muudatused toovad kaasa investeeringud salvestusseadmetesse, mis omakorda aitab sünkroniseerimisel Eesti ja Baltikumi energiajulgeolekut tagada.
Arvestatud.
Arvestatud. Täpsustatud seletuskirjas, et kokkuvõte pole lepingu osa.
Arvestatud. Sõnastatud säte ümber.
Elektriaktsiisi vabastus on eelnõust Rahandusministeeriumi nõudel eemaldatud.
Mitte arvestatud. 1. jaanuar 2025 on kompromiss turuosaliste ja võrguettevõtjate vahel.
Eesti Elektritööstuse Liit
Terminoloogia ja definitsioonid:
• Teeme ettepaneku täpsustada termini "tarbimiskaja" definitsiooni. Juhime tähelepanu, et seda terminit kirjeldab Konkurentsiameti raport veidi teisiti kui seaduse eelnõus on esitatud. Meie hinnangul ei saa seda terminit eelnõus esitatud kujul kirjeldada, vaid tuleks eristada tegevused mis hetkel on definitsioonis koos esitatud.
Selgitame, et kui tarbija muudab oma tarbimist või agregaator muudab tarbija käitumist vastavalt avaldatud elektrihinnale, siis on tegemist tarbimise kaudse juhtimisega ning see tegevus suurendab võrgukulusid ühiskonnale, kuna samas ajaperioodis peab seetõttu tegema ka reguleerimist, mille eest peavad teised tarbijad lisaks maksma läbi uue komponendi arvel, mille Elering soovib lisada.
Seega tuleks tarbimiskaja definitsiooni puhul eristada eelnõus kaudset ja otsest tarbimise juhtimist. Tarbimise otsese juhtimise puhul kaubeldakse reguleeritava ja mõõdetava paindlikkusega elektriturgudel. Motiveeritud ja tasustatud saaks olla ainult otsene tarbimise juhtimine, kuna see võib teatud tingimustel aidata kaasa süsteemi toimimisele. Seevastu kaudne juhtimine tekitab süsteemis enamasti ebabilanssi ning süsteemi juhtimise kulude tõusu.
EE hinnangul on tarbimiskaja eristamine kaudseks ja otseseks tarbimise juhtimiseks kooskõlas EL elektri siseturu direktiiviga ja teiste asjakohaste määrustega (vt taust allpool).
Taust:
Konkurentsiameti poolt esitatud tarbimiskaja kirjeldus (vastavalt direktiivile (EL) 2019/944 mõiste „tarbimiskaja“) – elektri tarbimise koormuse muutmine lõpptarbijate poolt, mis seisneb normaalse või jooksva tarbimise muutmises vastuseks turusignaalidele, sealhulgas vastuseks ajas muutuvale elektrihinnale või rahalistele stiimulitele, või vastuseks lõpptarbija kas iseseisvalt või energiavahendaja kaudu tehtud ja aktsepteeritud pakkumisele müüa komisjoni rakendusmääruse (EL) nr 1348/2014 (17) artikli 2 punktis 4 määratletud organiseeritud turu hinnaga tarbimise vähendamist või suurenemist;
Eelnõu tarbimiskaja selgitus tarbimiskaja kohta – elektri tarbimise koormuse juhtimine, mis seisneb tarbija iseseisvas tarbimise muutmises või agregaatori kaudu tehtud ja aktsepteeritud pakkumises müüa komisjoni rakendusmääruse (EL) nr 1348/2014, milles käsitletakse andmete esitamist ja millega rakendatakse energia hulgimüügituru terviklikkust ja läbipaistvust käsitleva Euroopa Parlamendi ja nõukogu määruse (EL) nr 1227/2011 artikli 8 lõiked 2 ja 6 (ELT L 363, 18.12.2014, lk 121–142), artikli 2 punktis 4 määratletud organiseeritud turu hinnaga tarbimise vähendamist või suurendamist.
• Eelnõu p.1 „dünaamilise elektrihinnaga leping – elektrileping, mis kajastab hinnakõikumisi elektribörsil kauplemisperioodide lõikes“ – juhime tähelepanu, et termin „elektribörs“ ei ole ühetähenduslik ja võib hõlmata mitmeid erinevaid elektriga kauplemise ajahorisonte, mille korral ei ole selge, millise sisuga lepingule tegelikult viidatakse. Teeme ettepaneku, et ühemõttelisuse tagamiseks tuleks kasutada ElTS alusel välja antud määruses „Taastuvast energiaallikast ja tõhusa koostootmise režiimil energia tootmiseks korraldatava vähempakkumise tingimused ja kord“ kasutatud terminit „Eesti hinnapiirkonna järgmise päeva turg“.
• Teeme ettepaneku täpsustada eelnõuga elektri tootmise ja salvestamise omavahelist seost ja erinevust. Vastasel korral tekib oht, et elektri salvestamisele kehtestatakse reeglid, mis ei sobi kokku elektri tootmise reeglitega.
Lähtudes sarnaste tegevuste võrdsest kohtlemisest tuleb elektri salvestamine lugeda elektri tootmise eriliigiks. Sellest tulenevalt:
1. Elektri salvestamise mõõtereeglites tuleb arvestada, et elektri salvesti võib olla mõne muu elektri tootmise seadme osa. Järelikult on vajalik aktsepteerida ka järgnevat mõõteskeemi:
2. Peab elektri salvestamise maksustamine toimuma elektri tootmise maksustamise reeglite alusel.
Selgitus:
Elektri tootmisel toimub energia muundamine ning salvestamisel toimub energia muundamine. Elektri tootmist ja salvestamist ei ole võimalik eristada mingi objektiivse kriteeriumi alusel.
Mõlemal juhul toimub sisendenergia hankimine ning elektri võrku andmine erineval ajal.
Asjaolu, et elektri salvestamise puhul on nii sisend kui väljund üks ja sama energialiik, ei ole sisuline asjaolu, sest elektri salvestamisel ei toimu elektri „kõrvale panemist“, vaid toimub mehhaaniline või keemiline energia muundamise protsess, sarnaselt elektrijaamadele. Samuti ei ole see unikaalne kuna näiteks nii tuuleparkidel kui päikeseparkidel on ainus ostetav sisendenergia võrgust võetav omatarbe elekter ning need tootmisüksused annavad võrku samuti elektrit.
Kehtivatest ElTS definitsioonidest tuleneb, et elektrijaama juures asuv salvesti on elektritootmisüksuse osa (vt taust allpool).
Seega tuleks võrdse kohtlemise, lihtsuse ja selguse huvides sätestada eelnõus üheselt, et elektri salvestamine on elektrienergia tootmise eriliik ning ka iseseisvad elektrisalvestid on elektritootmisüksused.
Taust:
Elektri salvestamise ja elektri tootmise definitsioonid kehtivas ElTS-is ei ole selgelt eristatavad. ElTS §3 sätestatud definitsioonide alusel võib elektri salvestamine olla elektrijaama osa või isegi elektri tootmise eriliik, kuid võib olla ka täiesti iseseisev tegevus:
„8) elektrijaam – elektrienergia tootmise ühest või mitmest tootmisseadmest koosnev talitluskogum koos selle juurde kuuluvate abiseadmete ja rajatistega;
81) elektrijaama omatarve – elektrienergia, mis on tarvilik elektrijaama ja tema juurde kuuluvate vajalike seadmete kogumi, sealhulgas elektri- ja valgustusvõrgu, juhtimis-, kaitse- ja seiresüsteemide, akumulaatorseadmete, avariitoiteallikate, pumpade, ventilaatorite, transportööride, kütuse laadimise ja ettevalmistamise seadmete elektrimootorite ning elektrikütte tõrgeteta talitluseks;
82) elektrienergia salvestamine – elektrienergia muundamine salvestatavaks energiaks, sellise energia salvestamine ja seejärel taasmuundamine elektrienergiaks või kasutamine muu energiakandjana eesmärgiga lükata elektrienergia lõppkasutamine tootmise hetkest hilisemale ajale või optimeerida koormusi elektrisüsteemis salvestusperioodi vältel“.
Tarbimiskajas osalemise tingimused (eelnõu p.4 ja p.5):
• §214 lõige 3 p.2 – ei saa nõustuda eelnõus esitatud tekstiga. Eelnõus tuleb sätestada, et tingimused peavad selgelt ja üheselt ette nägema bilansihaldurile tekkinud kulude ning saamata jäänud kasumi kohese ja täieliku hüvitamise. Ei ole õiguslikult mõeldav, et Konkurentsiamet rakendusasutusena saaks siinkohal hakata kasutama mingit kaalutlusõigust, vaid juhis kuidas käituda peab asutusele olema seadusandja poolt ette antud. Kavandatav eelnõu lubaks Konkurentsiametil kehtestada tingimused, kus agregeerimise käigus bilansihaldurilt ära võetud elektrienergia eest kompensatsiooni maksmist ei ole ette nähtud. Konkurentsiametil puudub kaalutlusõigus selle üle, et võtta ühelt ettevõttelt ära temale kuuluv vara ning anda see teisele ettevõttele ilma, et sellega kaasneks kohene ja täielik hüvitis kõigi kulude eest ning saamata jäänud kasumi eest.
Sisu poolest on ainuvõimalik lahendus sõltumatu agregaatori poolt bilansihaldurile (avatud tarnijale) tekitatud kõigi kulude ning saamata jäänud kasumi hüvitamine – elektrienergia peab kusagilt turule tulema ning selle ostab ja kulutused kannab konkreetse tarbija avatud tarnija. Agregaator kasutab avatud tarnija poolt tarbijale ostetud elektrienergiat agregeerimisel ning saab selle eest tulu. Tekib olukord, kus agregaator rikastub avatud tarnija kulul. Seega on vajalik avatud tarnijale hüvitada tema poolt soetatud elektrienergia maksumus ja muud asjaomased kulud täies ulatuses, lisaks saamata jäänud kasum.
• §214 lõige 3 p.3 – ei saa nõustuda eelnõus esitatud tekstiga. Bilansihaldurile (avatud tarnijale) tuleb tingimusteta hüvitada tema poolt soetatud elektrienergia maksumus ja muud asjaomased kulud täies ulatuses, lisaks saamata jäänud kasum. Lisaks juhime tähelepanu, et EL elektri siseturu direktiivi kohaselt on agregeerimistegevuse mõju hindamine liikmesriikide poolt vabatahtlik. Liikmesriik ei ole kohustatud kaaluma agregeerimistegevuse sotsiaal-majanduslikku mõju ega arvestama seda sõltumatu agregeerimistegevuse soodustamisel. EE ja teised turuosalised on korduvalt juhtinud nii ministeeriumite kui Konkurentsiameti tähelepanu, et tarbimise juhtimise praktikad eriti nn iseseisvate agregaatorite kaasatusel on alles kujunemisjärgus ning Eestil tuleks lähtuda parimatest praktikatest kui need on turule tekkinud. Samuti on välja kujunemata muu regulatiivne raamistik EL tasemel, mis käsitleb tarbimise juhtimist (näiteks vastav EL võrgueeskiri on alles kujundamisel). Teeme ettepaneku kustutada käesolev punkt eelnõust.
• Seoses §214 lõige 3 punktidega 2 ja 3 – juhime tähelepanu, et avatud tarnija poolt soetatud elektrienergia maksumus on üks kululiik teiste otseste kulude hulgas, mida agregaatori tegevus võib põhjustada – näiteks ebabilansikulu. Näiteks kui agregaator muudab kliendi tarbimisgraafikut peale elektribörsi päev-ette hindade teada saamist, siis iga muudetud tarbimisprofiili kWh tähendab bilansihaldurile ebabilansi kulu, mille agregaator peab kompenseerima. See eeldab, et agregaator esitab oma juhitavate tootmiste/tarbimiste kohta päev-ette graafiku. Teeme ettepaneku eelnõus sätestada iseseisvale agregaatorile graafiku esitamise kohustus.
Taust:
Kehtiva turuloogika põhitalaks on bilansihalduri bilanss. Kuna tarbimise juhtimise tegelikud kulud on suuresti teadmata või suure määramatusega, siis Eesti elektriturul tekivad selle instrumendi rakendamisel bilansihalduritele täiendavad riskid. Kokkuvõtlikult on nn sõltumatu agregeerimise puhul bilansihaldusega seotud vähemalt 4 liiki probleeme mida eelnõu praegusel kujul ei adresseeri, kuid mis vähemalt osaliselt peaksid olema reguleeritud eelistatavalt seadusandja poolt:
5. Kliendi mõõteandmeid on moonutatud peale reguleerimist ja erinevad tavapärasest tarbimisprofiilist. Bilansihaldur kasutab tarbimise prognoosimisel statistilisi mõõteandmeid ja kui ta ei ole reguleerimiskogustest teadlik, siis ta teeb suurema veaga tarbimisprognoosi ning saab selle tulemusena suurema ebabilansikulu.
Ebabilansikulu omakorda tõstab aga bilansimarginaale mis lõppkokkuvõttes suurendab bilansikulusid kõigile tarbijatele (mitte ainult nendele kes osalevad nn sõltumatus agregeerimises). Samal ajal ei ole Eestis kokku lepitud, kas nn sõltumatust agregeerimisest tulenevad kulud kuuluvad sotsialiseerimisele või mitte. EE hinnangul nõuab see seadusandja tasemel otsust. Igal juhul on vajalik need kulud bilansihaldurile kompenseerida täies ulatuses, lisaks saamata jäänud kasum.
6. Agregaator määrab praegu ise oma tegelikke reguleeritavaid koguseid ja raporteerib neid süsteemihaldurile. Samal ajal puudub Eestis ühtne metoodika agregeerimiskoguste määramiseks, koguste arvestuse üle ei ole kontrolli ega järelevalvet. Seda rolli peab täitma süsteemihaldur ning määrama tegelikult aktiveeritud kogused. See on vaja lahendada tsentraalse mudeli rakendamisel.
7. Päev-ette turu hinna kompenseerimine ei kata teatud juhtudel bilansihaldurile/müüjale reguleerimisega seotud kulusid, seda eelkõige juhul kui kliendiga on sõlmitud fikseeritud hinnaga müügileping. Sellises olukorras ei ole elektrienergia sisseostu hind bilansihalduri/elektrimüüja vaatest mitte päev-ette turuhind, vaid see hind on tuletis sõlmitud spot ja hedge tehingutest – mis võivad sõltuvalt turuolukorrast erineda päev-ette hinnast ja põhjustada bilansihaldurile/müüjale põhjendamatuid kulusid. Bilansihaldur/müüja peab seega saama hinnapakkumise tegemisel arvestada, et neil võivad tekkida täiendavad kulud juhul, kui nad sõlmivad elektrimüügilepingu kliendiga kes osaleb reguleerimisturul. Seda probleemi näiteks kavandatav tsentraalne arveldusmudel ei lahenda.
8. Lisaks eeltoodule tuleb arvestada ka mõju aktiveerimise välisele perioodile - kui tegemist on elektritarbimise nihutamisega, omab see mõju järgmiste kauplemisperioodide bilansikogustele. See aspekt ei ole tänaseni paraku arutuse all olnud, kuid see võimendab taas bilansihaldurite riske.
• §214 lõige 5 p.3 – ei saa nõustuda eelnõus esitatud tekstiga (vt eelpool esitatud kommentaarid lõige 3 kohta). Bilansihaldurile (avatud tarnijale) tuleb igal juhul hüvitada tema poolt soetatud elektrienergia maksumus ja muud asjaomased kulud täies ulatuses ning samuti saamata jäänud kasum. Lisame, et näiteks NPS päev-ette börsihinda järgmisel päeval toimuv agregeerimine ei mõjuta ning seega ei saa taolisel tarbimise kaudsel juhtimisel tekkida ühiskondlikku sotsiaalmajanduslikku tulu, vaid tekib kulu. Kasu tekkimiseks oleks vajalik muuta börsireegleid. Teeme ettepaneku korrigeerida käesolevat punkti vastavalt meie ettepanekutele §214 lõige 3 kohta, kustutades lauseosa „kui käesoleva paragrahvi lõikes 3 nimetatud tarbimiskajas osalemise tingimused näevad ette käesoleva paragrahvi lõike 3 punktides 2 ja 3 nimetatud kulude hüvitamist“.
Tarbimise juhtimise ja salvestuse rakendamine võrguprobleemide lahendamisel:
• Seletuskiri lk.4 viimane lõik, esimene lause (tsit:) "Tarbimise juhtimist ja salvestust saab rakendada ka võrguinvesteeringute edasilükkamiseks või võrgu ülekoormuse vähendamiseks." Teeme ettepaneku sätestada eelnõus, kuidas täpsemalt ja mis on detailsemad tingimused millest võrguettevõtjad peavad juhinduma, et tagada alternatiivsete investeeringute võrdne kohtlemine. Eelnõus tuleks sätestada piirid, et võrguettevõtjad võrdleks alternatiive ühtsete kriteeriumite alusel ning välistaks hanked individuaalselt seatud tingimuste alusel millest juba algselt ilmneb, et võrguettevõtja seisukohalt tegelikkuses ei ole tarbimise juhtimine või salvestamine alternatiiv ja eelistatavalt soovitakse investeerida ikkagi kaablitesse või õhuliinidesse. Näiteks ei ole mõeldav, et akusalvesti peaks võrguettevõtja hankel konkureerima selliselt, et salvesti investeering peaks olema võrguettevõttele kasulik 4 aastaga, samas kui alternatiivsele kaabelliini investeeringule arvestatakse elueaks 40 aastat. Eelnõuga tuleks luua võrguettevõtjatele raamistik, et seletuskirjas toodud eesmärk oleks ka reaalsuses rakendatav. Samuti aitaks seniste mõtteviiside muutus luua lokaalseid jaotusvõrkude paindlikkuse turge, näiteks võrgupiirkondades kus on seoses väliste ühenduste piiratusega keeruline osaleda suure võimsusega põhivõrgu sagedusturgudel.
Salvestuse vabastamine taastuvenergia tasust (eelnõu p.7):
• §592 täiendamine lõikega 10 – juhime tähelepanu, et eelnõus pakutud sõnastuse korral vabastatakse taastuvenergia tasu maksmisest vaid elektrivõrguga ühendatud salvestid, kuid otseliiniga ühendatud elektrisalvestitele säiliks taastuvenergia tasu maksmise kohustus edasi. Otseliiniga ühendatud elektrisalvestite sellisel diskrimineerimisel puudub sisuline põhjendus. Teeme ettepaneku tagada elektrivõrguga ja otseliiniga ühendatud elektrisalvestite võrdse kohtlemise, täiendades eelnõud alljärgnevalt:
• asendades sõnad „elektrivõrgust salvestatud“ sõnadega „elektrivõrgust või otseliinist salvestatud“;
• asendades sõnad „elektrivõrku tagastatud“ sõnadega „elektrivõrku või otseliini tagastatud“;
• asendades sõnad „olemasolev võrguühendus“ sõnadega „olemasolev võrguühendus või otseliin“.
Võrgu arengukava koostamise kohustus (eelnõu p.9):
• §66 täiendamine lõikega 81 – juhime tähelepanu, et käesoleval hetkel omab Elering AS nii elektri tootmise varasid kui ka põhivõrguettevõtja varasid, mistõttu võib Elering AS vastata vertikaalselt integreeritud ettevõtja tunnustele. Kuna Elering AS-il on alla 100 000 kliendi (antud juhul tuleb silmas pidada elektrienergia edastamise tegevusvaldkonda, mitte näiteks maaomanikke kellele Elering AS maksab talumistasu vms muid kliendisuhteid), siis eelnõus esitatud sõnastuse korral ei peaks Elering koostama võrgu arengukava. See oleks aga vastuolus nii EL vastava regulatsiooni mõttega kui ka kehtiva ElTS-ga. Eeltoodust tulenevalt teeme ettepaneku asendada termin „võrguettevõtja“ terminiga „jaotusvõrguettevõtja“.
Tugiteenuste hankimine (eelnõu p.13):
• §663 lõige 3, teine lause – oluline on, et eelnõus esitatud põhimõtted kohalduksid ühtemoodi kõigi võrguettevõtjate suhtes, sealhulgas põhivõrguettevõtja suhtes. Teeme ettepaneku eelnõud vastavalt täpsustada või kinnitada üle (näiteks seletuskirjas), et eelnõus esitatud säte kehtib ühetaoliselt kõigi võrguettevõtjate, s.h põhivõrguettevõtja suhtes.
Võrgutasud (eelnõu p.16):
• §71 lg 1 uus p.7 – antud punkti tuleks täiendada põhimõttega, et täiendava mõõtepunkti tasu lisandumine võrgutasudesse ning edastustasu vabastus elektrisalvestitele peavad Konkurentsiameti poolt kooskõlastamisel olema käsitletud eraldiseisvalt (s.t et võrguettevõtja ei saaks ühe tasuliigi kadumist hakata kompenseerima või tasaarveldama teise tasu lisandumise kaudu).
Tarbijalepingud (eelnõu p.24):
• §89 lõike 4 täiendamine – juhime tähelepanu, et §89 lõikes 4 on loetletud tingimused, mis tuleb täita tarbijale igasuguse lepingu muudatuse ettepaneku esitamise korral. Kui lõikele lisada eelnõus pakutud sõnastus, siis tuleneks lõike uuest sõnastusest, et vaid dünaamilise hinnaga lepingule üleviimise ettepaneku korral on vaja saada tarbija nõusolek, kuid ülejäänud lepingu muudatuste korral ei ole tarbija nõusolek enam vajalik.
Segaduse vältimiseks teeme ettepaneku lisada eelnõus kavandatud lause seadusesse eraldi lõikena (6).
Päritolutunnistused taastuvelektri salvestusele:
• Teeme ettepaneku täiendada eelnõud taastuvelektri tootmisseadmega samas asukohas asuvas salvestis enne võrku andmist salvestatud elektrile taastuvelektri päritolutunnistuste andmise võimaluse ja tingimustega.
20.11.2023. a. vastu võetud EL taastuvenergia direktiivi muudatused sisaldavad järgmist definitsiooni (44d): „samas asukohas paiknev energiasalvesti“. See kontseptsioon tuleb ElTS-i eelnõusse üle võtta, et täpsustada taastuvelektri päritolutunnistuste andmist olukorras kus toodetud taastuvelektrit koheselt elektrivõrku ei anta, vaid salvestatakse tootmisseadmega samas asukohas paiknevas salvestis. Sellisel juhul tuleks päritolutunnistus anda toodetud ning seejärel samas asukohas paiknevas energiasalvestises salvestatud taastuvelektrile võrku andmise aja ja koguse alusel. Ilma sellise täienduseta võib tekkida õiguslik selgusetus, kas näiteks päikesest elektri tootmise seadmetega toodetud elektrienergiale saab anda taastuvelektri päritolutunnistusi, kui tootmisseade annab salvestatud elektrit võrku öisel ajal.
Samuti tuleks seejuures sätestada, et taastuvelektri tootmise päritolutunnistust ei anta samas asukohas võrgust võetud ja salvestatud ning uuesti võrku tagasi antud elektrile. Selleks vajalik koguste mõõtmine ja arvutamine on võrguettevõtja vastutusel.
Seletuskiri
• Seletuskirja tekst tuleks läbivalt üle vaadata, et viia see vastavusse meie poolt eelnõule esitatud ettepanekutega. Oleme valmis pakkuma täiendavaid selgitusi, kui see on vajalik. Rõhutame, et läbivalt väärad on seletuskirjas esitatud väited ja näited, nagu mõjutaks tarbimise juhtimine Eesti hinnapiirkonna järgmise päeva turu elektrihindu (nt lk. 3, 4, 7) ning selle pinnal seletuskirjas esitatud arvamused nagu oleks selle pinnal võimalik teha mingeid järeldusi agregeerimistegevuse sotsiaalmajandusliku kasu või kahju üle. EE on korduvalt välja toonud nii siinkohal kui varasemalt, et NPS päev-ette turu elektrihinda ei mõjuta selle turu hinnasignaali alusel toimuv hilisem tarbimise kaudne juhtimine, olgu tarbija initsiatiivil või agregeerimistegevuse kaudu. Vastupidi, see tekitab süsteemis ebabilanssi ja suurendab reguleerimiskulusid. Seega antud turu kontekstis ei saa tekkida mingit ühiskondlikku kasu odavama päev-ette turuhinna näol. Selleks, et mingi kasu saaks tekkida (nt odavam elektrienergia hind päev-ette turul võrreldes mingi baasstsenaariumiga), on vajalik muuta NPS elektribörsi toimimise reegleid. NPS elektribörsi reeglite muutmist aga käesolev eelnõu ei käsitle.
Teeme ettepaneku esitada eelnõu seletuskirjas konkreetne ja NPS turukorraldajaga kokkulepitud kava, millised on kavandatavad muudatused börsireeglites ja mis on nende reeglite muudatuste läbiviimise ajakava, mis võimaldaksid tarbimise juhtimisel mõjutada elektrienergia hindu päev-ette turul Eesti hinnapiirkonnas. Juhul, kui neid muudatusi ega vastavat ajakava ei ole turukorraldajaga kokku lepitud, tuleb seletuskirjast kustutada kõik väited ja näited selle kohta, nagu mõjutaks tarbimise juhtimine Eesti hinnapiirkonna järgmise päeva turu elektrihindu.
• Viitamine – teeme ettepaneku seletuskirja läbivalt täiendada viidetega algallikatele (nt EL õigusaktide puhul konkreetsetele sätetele).
• Seletuskiri lk. 8 (viide eelnõu punktile 6) – juhime tähelepanu, et määratud tarnete käsitlus on piisavalt oluline sätestamaks seda eelnõus, mitte ainult seletuskirjas (määratud tarneid käsitletakse agregeerimise suhtes erinevalt, kui avatud tarneid).
• Eelnõus esitatud muudatuste mõjude hinnang:
• Seletuskirjas lk.12 esitatud väide „eelnõu rakendamisega ei kaasne olulisi riske“ – selle väitega ei saa nõustuda. Eelnõu rakendamisega on seotud äärmiselt olulised riskid bilansihalduritele (avatud tarnijatele) ja tarbijatele nagu oleme eelpool kirjeldanud. Nende riskide realiseerumise tõenäosuse vähendamiseks on oluline, et turukorraldus järgiks õiglast turuolukorda kus iga turuosaline vastutab oma tegude, realiseerunud riskide ja teistele osapooltele põhjustatud kahjude eest.
• Seletuskirjas lk.13 esitatud väide „tarbimise vähendamine toob alla elektri börsihindu“ – arvestades, et väide on esitatud tarbimise juhtimise kontekstis päev-ette turul, ei saa selle väitega nõustuda. NPS päev-ette turul kujunevat elektrienergia hinda ei tee odavamaks tarbimise vähendamine tarbimispäeval (vt lisaks eespool).
Teadmiseks võetud.
Selgitame:
Eelnõu käsitleb vaid otsest tarbimise juhtimist. Kaudset tarbimise juhtimist saab võrguettevõtja soodustada ajapõhiste tariifidega. Ka kaudsel tarbimise juhtimisel on elektriturule ja -süsteemile positiivne kulusid vähendav mõju.
Arvestatud.
Arvestatud. Täiendatud võimalusega saada topelt maksustamise vabastust ka viidatud skeemi puhul.
Ettepanekust ei selgu üheselt, millist muudatust täpsemalt soovitatakse teha ja mis on selle muudatuse mõjud ning eesmärk, mistõttu ei ole ettepanekuga arvestatud.
Selgitame:
Saamata jäänud kasum ei kuulu ja ei pea kuuluma hüvitamisele, samamoodi nagu ei pea kuuluma elektrimüüjale hüvitamisele näiteks energiasäästmise tõttu müümata jäänud elekter või süsinikuneutraalsete energiaallikate kasutusele võtmisel müümata jäänud fossiilelekter.
Arvestatud. Täpsemad tarbimiskaja nõuded sätestatakse määruses ja tehnilised tingimused koostab süsteemihaldur.
Mitte arvestatud.
Selgitame:
Ministeeriumile teadaolevalt on tarbimise juhtimise praktikad mitmes riigis juba välja kujunenud, samuti on mudelid järgmise päeva ja päevasisesele turule välja töötamisel Soomes ja Rootsis. Mainitud tarbimiskaja võrgueeskiri on tõepoolest väljatöötamisel, kuid täpsustame, et see võrgueeskiri keskendub reguleerimisturule ja võrguettevõtjate poolt hangitavale tarbimiskajale. Järgmise päeva ja päevasisese turu mudelid on jäetud liikmesriikide pädevusse.
Selgitame:
Otsese tarbimise juhtimise puhul teeb agregaator analoogselt elektrimüüjale elektriturule tarbimiskaja pakkumise ja päev-ette turule vastu võetud pakkumise ulatuses vastutab agregaator ebabilansi eest ehk kui agregaator pakkus turule 20 kWh tarbimiskaja, siis tuleb sellest kogusest kinni pidada või tekib agregaatori bilansihalduril ebabilanss.
Kaudse tarbimise juhtimise puhul peab tarbija bilansihaldur ise tarbija käitumist prognoosima. Leiame, et otsese tarbimise juhtimise edendamisega muutub kaudne tarbimise juhtimine paremini prognoositavaks, samuti väheneb bilansienergia kulu ehk ebabilansi katmine muutub soodsamaks.
Süsteemihaldur teostab tarbija bilansihalduri ja agregaatori bilansihalduri bilansiplaanide vahel tarne. Tarbija bilansihaldur teab koguseid, mis tema tarbijatel on agregeeritud ehk tal on olemas kogu info prognooside koostamiseks.
Regulatsiooni täiendamise eesmärk ongi selles osas selgust luua ja agregaatori tegevus selgemalt reguleerida.
Hüvitise arvutamise metoodika sätestatakse määruses või tarbimiskaja tehnilistes tingimustes. Nõustume, et päev-ette turu hinna kompenseerimine ei kata teatud juhtudel bilansihaldurile reguleerimisega tekkinud kulusid, kuid rõhutame, et päev-ette turuhinna alusel hüvitise maksmine teistel juhtudel on jällegi suurem kui bilansihalduri kulutused ehk keskmiselt bilansihalduri kulud kaetakse. Võttes aluseks teiste liikmesriikide näiteid, siis bilansihalduri hüvitis on tihtilugu väiksem kui päev-ette turuhind, kuna hedge tehingud on võimaldanud turuhinnast soodsamalt elektrit soetada. Kuna agregeerimine toimub kõrgemtael turuhindadel, siis on seda enam bilansihalduri kulud kaetud, kuna hüvitamine toimub kõrgema hinnaga.
Aktiveerimise välisel perioodil tarbimise taastumisega seotud prognooside tegemiseks on bilansihalduril kõik vajalik info olemas. Teoreetiliselt suurem ebabilanss on kompenseeritav soodsama bilansienergia kuluga, mis tänu tarbimiskaja potentsiaali kasutuselevõtmisega kaasneb.
Selgitame:
Tarbimiskaja regulatsiooni eesmärk on võimaldada tarbimiskaja analoogselt elektritootmisele pakkuda päev-ette turule ehk see mõjutab päev-ette turuhinda.
Täpsemad nõuded sätestatakse määruses, tarbimiskaja tehnilistes tingimustes, paindlikud liitumised sisalduvad elektrituru disaini muutmise direktiivis ja EL tasandil väljatöötamisel tarbimiskaja võrgueeskiri, mis muuhulgas võrguinvesteeringute vähendamiseks hangitavale tarbimiskajale keskendub.
Arvestatud.
Arvestatud.
Sätted kohalduvad ka põhivõguettevõtjale.
Arvestatud. Punkt eelnõust eemaldatud.
Arvestatud.
Mitte arvestatud.
Eelnõuga ei käsitleta taastuvelektri päritolutunnistusi.
Teadmiseks võetud.
Sunly AS
Elektrienergia salvestamine on kriitilise tähtsusega taastuvenergial põhinevale elektrisüsteemile üleminekul. Selles valguses on tervitatav Kliimaministeeriumi plaan, millega soovitakse luua salvestuslahenduste kasutuselevõtuks senisest mõistlikumad tingimused. Järgnevalt esitame Sunly AS-i (edaspidi Sunly) esmased soovitused, tagamaks väljapakutud muudatuste puhul õigusselgus ja eesmärgipärasus.
1. Energiasalvestusüksustele rakenduv vabastus võrgutasust ja taastuvenergia toetuste rahastamise tasust
Eelnõuga soovitakse võimaldada salvestusüksusele elektrituruseaduses (ELTS) sätestatud edastustasu ja taastuvenergia toetuste rahastamise tasu vabastust ühekuulise salvestusperioodi jooksul võrgust võetud ja võrku tagastatud elektri eest (eelnõu § 1 punktid 7 ja 17). Sunly toetab tasudest vabastust, kuid soovib esitada täiendavad ettepanekud praeguses eelnõus kavandatud lahenduse selgemaks muutmiseks.
A. Tasudest vabastust tuleks rakendada kogu salvestusüksusesse salvestatud elektrienergia koguselt, mitte üksnes võrku tagasi antud koguselt.
Juhul kui salvestusseadme juurde ei kuulu tarbimist, s.t tegemist on ühe mõõtepunkti taga oleva vaid salvestusfunktsiooni omava üksusega või salvestus- ja tootmisüksuse komplektiga, oleks põhjendatud vabastada tasudest kogu salvestusperioodi jooksul võrgust salvestisse liikunud elektrienergia. Seda põhjusel, et sellisel juhul puudub mõõtepunktis muu tarbimine kui salvestusüksuse või elektrijaama omatarve5.
Salvestusüksusel ja elektrijaamal, nagu ka kõikidel muudel elektriseadmetel, on olemas väike omatarve, mis tootmisseadme puhul jääb tavalises tööolukorras oluliselt alla 1% seadme päevasest summaarsest energiakogusest.6 Seega oleks omatarbe mõõtmine ja sellelt omakorda tasude arvestamine ebaotstarbekas. Ühe mõõtepunktiga salvestusüksuse või salvestus- ja tootmisüksuse lahenduste puhul saab väita, et sisuliselt kogu mõõtepunktis fikseeritud võrgust võetud elekter on liikunud salvestusüksusesse. Kogu salvestatud energiale tasudest vabastuse võimaldamine aitaks kahtlemata kaasa eelnõu laiema eesmärgi saavutamisele, milleks on salvestusvõimekuse suurendamine ja seeläbi Eesti elektrivõrgu varustuskindluse tagamine.
B. Salvestusüksusele tuleks tasudest vabastust võimaldada ka olukorras, kus tootmisüksuse juures asuv salvestusseade ei oma eraldi mõõtepunkti.
Salvestusüksuse poolt võrgust võetud ja võrku tagasi antud energiakoguste tuvastamiseks on igati piisav ühe mõõtepunktiga lahendus, kus mõõtepunkti taga on kas ainult salvestusüksus või salvestus ja tootmisüksus. Nagu eespool selgitasime, siis puudub sellistel juhtudel mõõtepunktis muu tarbimine kui salvestusüksuse või elektrijaama omatarve ning saab väita, et sisuliselt kogu mõõtepunktis fikseeritud võrgust võetud elekter on liikunud salvestusüksusesse. Sellise käsitlusega on siiani nõustunud ka põhivõrguettevõtja Elering, kes on koostanud mõõtmise põhimõtted, mille alusel väljastatakse rohesertifikaate saldeerimise loogika alusel, ilma täiendava mõõtepunkti nõudeta.7
Ühe mõõtepunktiga salvestus- ja tootmisüksuse kohta tõi võrguettevõtja Elektrilevi oma 18.04.2024 ettekandes välja argumendi, et alla 500 kW võimsusega tootmisseadmed ei ole reeglina varustatud võrguettevõtja sideühendusega, mistõttu pole võimalik tuvastada, kas võrgust elektrijaama liikunud elekter on ikka salvestusüksusesse salvestatud. Oleme nõus, et see võib piiratud haldussuutlikkuse tõttu kujuneda probleemiks, mistõttu teeme ettepaneku kaaluda eelnõus ühe mõõtepunktiga salvestus ja tootmisüksustele tasudest vabastust lubada tingimusel, et mõõtepunkti taga olev tootmisseade (või tootmisseadmed – näiteks mitme elektrituulikuga tuulepark) on varustatud sideühendusega ja võrguettevõtja signaalitabeli juhtimisega (analoogselt B-tüüpi ehk vähemalt 500 kW võimsusega paigaldistele kehtivate nõuetega). Sideühenduse olemasolu võimaldab võrguettevõtjale ülevaadet selle kohta, millises koguses on elektrienergiat mõõtepunkti taga tarbitud ja millises koguses on seda salvestatud. Teisisõnu, olemas on andmed, mis võimaldavad rakendada tasudest vabastust üksnes salvestatud elektrienergialt. Selline lahendus võimaldaks ühtlasi lubada agregeeritud salvestusvõimsustel osaleda sagedusreservide (FRR) turgudel, olenemata sellest, kas konkreetse liitumispunkti taga on ka tarbimine või mitte.
C. Salvestusüksusele eraldi mõõtepunkti rajamine peaks olema turuosalise õigus, mitte kohustus.
Hübriidpäikeseelektrijaamade ehitamisel kasutatakse aina enam tsentraalinvertereid, mis ühendavad elektriahela alalisvoolu poolel kokku päikesepaneelide ja akuelektri konverteerimise energiavoo (analoogselt kodumajapidamiste hübriidinverteritele). Alalisvoolu peal ühendatud salvestusseadme energiakoguse arvestamine kommertsarvestuse jaoks vajaliku täpsusega on väga kulukas, sh oluliselt kallim kui lisamõõtepunkti rajamine vahelduvvoolu poolele. Salvestusüksusele eraldi mõõtepunkti rajamise kohustus pärsiks oluliselt taoliste uute tehnoloogiate turuletulekut, kuna need muutuksid turuosaliste jaoks lihtsalt liiga kalliks. Seaduse eesmärgiks ei tohiks olla mingi kindla tehnoloogia kasutamise (või kasutamata jätmise) soosimine.
D. Salvestusüksused peaksid saama võrgutasudest vabastuse nii edastustasu kui ka võrguühenduse kasutamise tasu komponendist.
Hetkel kehtiv regulatsioon on loonud olukorra, kus salvestusseadmete võimalus pakkuda päevasel ajal elektrivõrgu toetamiseks süsteemiteenuseid, on pärsitud. Seda põhjusel, et võrguettevõtja Elektrilevi
rakendab päevasel ajal võrguühenduse kasutamise tasu ühetaoliselt nii salvestusseadmetele kui ka muudele tarbijatele. Kuna süsteemiteenuste osutamine päevasel ajal, mil tarbimine on kõige suurem, toetab Eesti elektrisüsteemi toimimist, eriti pärast 2025. aasta algusesse plaanitud Eesti elektrisüsteemi sünkroniseerimist Mandri-Euroopa sagedusalaga, on õigustatud vabastada võrguühenduse kasutamise tasust salvestusüksustesse salvestatud elektrienergia, eeldusel, et salvestusüksustes puudub muu tarbimine kui seadme omatarve.
See võimaldaks salvestusüksustel pakkuda süsteemiteenuseid ka päevasel ajal, mitte üksnes öisel ajal, mil Elektrilevi võrguühenduse kasutamise tasu komponenti ei rakenda. See võimaldaks salvestusseadme täis laadida võrgust keskpäevase päikeseelektri pealt (alla reguleerimise teenus) ja anda see võrku tagasi õhtusel tiputunnil (üles reguleerimise teenus). Süsteemiteenuste osutamise soosimiseks teeb Sunly seega ettepaneku vabastada salvestusüksustesse salvestatud elektrienergia nii edastustasu kui ka võrguühenduse kasutamise tasu komponendi tasumise kohustusest.
1. Tasudest vabastust tuleks rakendada kogu salvestusüksusesse salvestatud elektrienergia koguselt, mitte üksnes võrku tagasi antud koguselt
Täname ministeeriumit turuosaliste poolt varasemalt edastatud tagasiside põhjal eelnõu § 1 punktide 14 ja 27 (taastuvenergia toetuse rahastamise tasust ja võrgutasust vabastamise sätted) täiendamise eest. Siiski soovime juhtida tähelepanu, et eelnõu § 1 punktid 14 ja 27 näevad 08.06.2024 versiooni sõnastuse kohaselt ette tasudest vabastuse üksnes sellise salvestatud elektrienergia koguse eest, mis on sama salvestusperioodi jooksul elektrivõrku tagastatud. Leiame, et võrku tagastamise nõue ei ole nende sätete puhul põhjendatud ega vajalik – tasudest peaks olema vabastatud kogu salvestusperioodi jooksul salvestusüksusesse salvestatud elektrienergia, sõltumata sellest, kas see on elektrivõrku tagasi antud või mitte. Salvestusüksuse kontekstis hõlmab võrku tagastamata jäänud elekter eeskätt salvestusüksuse või selle juurde kuuluva elektrijaama energiakadusid, vähesemal määral ka omatarvet. Nagu oma varasemas kirjalikus tagasisides (vt Sunly AS-i 2.05.2024 kirja) selgitasime, moodustab omatarve koguseliselt väga väikese osa, tavapärases tööolukorras alla 1% ühe tootmisseadme ja/või salvestusüksuse summaarsest energiakogusest. Puudub sisuline vajadus omatarvet mõõta ja sellelt tasusid arvestada, kuna tegemist on sedavõrd väikesete summadega, et need ei oma riigi tasandil tasude kogumise kontekstis sisulist tähtsust.
Seevastu turuosaliste jaoks tähendab omatarbe mõõtmine (nt võrku tagastatava elektri koguse mõõtmise kaudu) ja sellelt tasude arvestamine täiendavat halduskoormust ning kulu. Nagu 06.06.2024 toimunud avalikul koosolekul aset leidnud sõnavõttudest nähtus, eelistavad turuosalised pigem lihtsamat ja selgemat regulatsiooni, mille järgi omatarvet eraldi mõõtma ei pea ning sellelt tasusid ei arvestata. Selline regulatsioon ka soodustab tõhusamalt salvestusvõimekuse kasutuselevõttu ja suurendab selle konkurentsivõimet turul. Eelkirjeldatud põhimõte on asjakohane ka salvestusüksuste energiakadude puhul. Kuigi energiakaod ei ole samastatavad omatarbega, on mõlema puhul olemuslikult siiski tegemist sellise elektrienergiaga, mis ei jõua lõpptarbimisse. Nagu eelnõu 08.06.2024 versiooni seletuskirjas viidatud, peaks regulatsioon tagama selle, et tasusid arvestatakse lõpptarbija poolt ära tarbitud elektrienergia koguselt. Kadude osa tarbimisse ei jõua ning seega pole ka sisulist põhjendust sellelt tasusid arvestada. Sarnaselt omatarbele, aitaks ka kadudelt tasude mittearvestamine teha regulatsiooni turuosaliste jaoks lihtsamaks ja selgemaks ning soosiks salvestusvõimekuse laialdasemat kasutuselevõttu ja konkurentsivõimet.
Sunly AS toetab jätkuvalt tasudest vabastuse rakendamist energiasalvestusüksuse (ja selle juurde kuuluva elektrijaama) omatarbele, samuti toetame tasudest vabastuse rakendamist selle kaoenergiale. Tasudest
vabastuse regulatsiooni puhul on lõppastmes oluline see, et omatarvet ja kadusid käsitletaks sama loogika alusel – kui tasudest vabastust rakendatakse omatarbele, tuleks seda rakendada ka kadudele ja vastupidi.
Seda põhjusel, et vastavaid energiakoguseid mõõdetakse erinevalt ning nende üksteisest eraldi mõõtmine muutuks turuosaliste jaoks väga kulukaks ja keeruliseks.
Omatarbe puhul on meie ettepanek lähtuda tasudest vabastuse rakendamisel kalendrikuu põhisest saldeerimise meetodist, sest see soodustab olemasoleva elektrivõrgu ressursi ärakasutamist ja salvestite rajamist tootmisüksuste juurde. Suurte energiasalvestite eraldiseisvalt rajamisega kaasneb surve elektrivõrkudes täiendavate ehitustööde teostamiseks, mistõttu meie hinnangul pole sellise lahenduse soosimine regulatiivsel tasandil pigem põhjendatud.
2. Salvestusüksustele tuleks rakendada ka aktsiisist vabastust
Näeme, et eelnõu 08.06.2024 versioonist on välja võetud algses eelnõu versioonis kajastatud alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse (ATKEAS) muudatused. Kliimaministeerium selgitas 06.06.2024 avalikul koosolekul, et tegemist oli Rahandusministeeriumi sooviga. Juhime tähelepanu, et lisaks ELTSis sisalduvatest tasudest vabastamisele on salvestusvõimekuse kasutuselevõtu ja konkurentsivõime arendamisel oluline roll just aktsiisist vabastamisel. Seetõttu soovitame ministeeriumil võtta uuesti lauale ka vastavad ATKEAS muudatused – kas käesoleva
eelnõu raames või lähitulevikus eraldi eelnõuna. Ilma vastavasisuliste muudatusteta on turuosalistele ebaselge, kas ja milliselt elektrienergialt salvestusüksuste puhul aktsiisi tuleb tasuda.
3. Tasudest vabastuse rakendumine ei tohiks sõltuda võrguettevõtja subjektiivsest tõlgendusest
Eelnõu 08.06.2024 versiooni § 1 punkti 27 on algse eelnõu versiooniga võrreldes lisandunud täiendus. Nimelt soovitakse lisada ELTS §-i 71 uus lõige 102, mille kohaselt on võrguettevõtjal „õigus rakendada käesoleva seaduse paragrahvi 67 lõike 11 kohase mõõtepunkti kasutamise tingimuste rikkumise korral salvestatud elektrienergia koguste suhtes edastamistasu ja toetuste rahastamise kulu vastavalt võrgust tarbitud elektrienergia kogustele kuni mõõtepunkti eesmärgipärase kasutamise tõendamiseni ja
tagasiulatuvalt kuni 12 kuu ulatuses rikkumise tuvastamisest.“
Leiame, et see punkt annab võrguettevõtjale väga laia ja subjektiivsest tõlgendusest lähtuva õiguse sõita üle seadusega ettenähtud tasudest vabastusest ning hakata turuosaliselt nõudma tasude maksmist. Nõude eelduseks olev „mõõtepunkti mitte-eesmärgipärane kasutamine“ ei ole seaduses kuidagi sisustatud, samuti ei ole seaduses sisustatud nõuet välistav „mõõtepunkti eesmärgipärase kasutamise tõendamine“. Teisisõnu, turuosaliste jaoks ei ole selge, millised olukorrad nõudeõiguse kaasa toovad ning mida tuleks teha nõude vältimiseks. Arvestades, et võrguettevõtjale ettenähtud nõudeõigus ulatub väga pikale perioodile (rakendudes mh tagasiulatuvalt) tähendaks sellise nõude esitamine praktikas suure salvestusvõimekuse ja energiakogustega opereerivate salvestusüksuste jaoks väga suurt finantskohustust. Sellist olukorda ei tohiks seadusega kuidagi lubada. Teeme seega ettepaneku eelnõu 08.06.2024 versiooni § 1 punkti 27 lõpus sisalduva ELTS § 71 uue lõike 102 eelnõust välja jätta.
Osaliselt arvestatud.
Eelnõud muudetud viisil, mis võimaldab skeemides, kus salvestus ja tootmine on koos, katta salvestuse kaod ja tootmisseadme omatarve kohapeale toodanguga (kuupõhiselt).
Arvestatud.
Arvestatud osaliselt. Piirmääraks seatud 20 kW.
Osaliselt arvestatud. Võimaldatud ühe mõõtepunkti taga salvestust koos tootmisega.
Mitte arvestatud.
Selgitame:
Kuna salvestusüksus kasutab võrguühendust, siis on võrguühenduse kasutamise tasu komponent põhjendatud.
Arvestatud.
Arvestatud.
Arvestatud osaliselt. Võrguühenduse kasutamise tasu vabastust eelnõusse ei lisatud.
Mitte arvestatud. Rahandusministeeriumi nõudel elektriaktsiis vabastus eelnõust välja võetud.
Arvestatud. Täpsemad nõuded määratakse määruses, tarbimiskaja tehnilised tingimused töötab välja süsteemihaldur.
Arvestatud.
Mitte arvestatud. Selgitame: Kuna energiasalvestusüksus kasutab samuti elektrivõrku, siis pole täielikult salvestatud elektrienergia võrgutasudest vabastamine põhjendatud.
Osaliselt arvestatud. Skeemis, kus ühe mõõtepunkti taga on salvestamine ja tootmine, saab tootja katta salvesti kaod ning elektrijaama omatarbe ning selles osas vabastust. Selline ühe skeemi eelistamine on põhjendatud, kuna energiasüsteemile ja elektrivõrgule on kõige kasulikumad mittejuhitavad tootmisvõimsused, mille juurde on paigaldatud salvestus tootmise optimeerimiseks.
Selgitame. Muutmisel on energiamaksustamise direktiiv, mis muuhulgas sisaldab võimalust rakendada salvestusele topeltmaksustamise kaotamist. Leiame, et selle direktiivi jõustumisel oleks hea taaskord seda diskussiooni alustada.
Osaliselt arvestatud. Võetud välja osa, millega nõutakse mõõtepunkti eesmärgipärast tõendamist. Kui võrguettevõtja leiab, et mõõtepunktiga on manipuleeritud, siis on õigustatud tagant järele manipuleerija poolt kulud katta.
Elering AS
Eleringi ettepanekud:
1. Eelnõu näeb ette salvestatud elektrienergia vabastamise võrguteenuse edastamistasust. Sätte eesmärgiks on toodud vajadus vältida elektrienergia salvestamise korral edastamistasu topelt maksmist. Elering nõustub, et edastamistasu topelt maksmine ei ole põhjendatud. Selle probleemi lahendamiseks on Elering loonud eraldi võrguteenuse hinnapaketi, milles edastamistasu puudub ning mille üheks sihtrühmaks on just elektrisalvestusüksused. Selle meetmega on edastamistasu topelt maksmine kaotatud. Sellest lähtuvalt teeb Elering ettepaneku eelnõu punkti 17 sõnastust täiendada järgnevalt:
„(101) Võrguettevõtja rakendab vähemalt ühe võrgutasu paketi, milles puudub edastustasu, või sellise paketi puudumisel rakendab põhimõtet, et salvestusperioodi vältel elektrivõrgust salvestatud elektrienergia eest samal perioodil elektrivõrku tagastatud elektrienergia koguse ulatuses käesoleva paragrahvi lõike 1 punkti 4 kohast edastamistasu ei võeta juhul kui energiasalvestusüksusele on paragrahvi 67 lõike 11 kohaselt rajatud eraldi mõõtepunkt või olemasolev võrguühendus on kasutusel üksnes energiasalvestusüksuse poolt. Käesoleva lõike kohast salvestatud elektrienergia arvestust teostatakse mõõtepunkti põhiselt.“
Selline lahendus tagab võrguteenuse klientide võrdse kohtlemise.
2. Eelnõu näeb ette salvestatud elektrienergia vabastamise elektriaktsiisist ja taastuvenergia tasust. Sätte eesmärgiks on toodud vajadus vältida elektrienergia salvestamise korral elektriaktsiisi ja taastuvenergia tasu topelt maksmist. Salvestatud elektrienergia koguse kindlaksmääramiseks on vajalik salvestisse sisestatud ja salvestist väljunud elektrienergia mõõtmine kommertsmõõtesüsteemiga. Liitumispunkt on turuosalise elektripaigaldise täpselt määratletud ühenduskoht võrguga. Liitumispunkti ei ole reeglina tehniliselt võimalik või praktikas mõistlik lisada mõõtesüsteemi, mis mõõdaks turuosalise paigaldises asuva salvesti salvestatud elektrienergiat ja seega on salvestatud elektrienergia mõõtmiseks vajalik lisada eraldi mõõtesüsteem turuosalise paigaldisse. Kuna turuosaliste salvestusüksuste pingeklassid ja võimsused on erinevad, siis sellest tulenevalt on erinevad ka lisatavate kommertsmõõtesüsteemide, sh mõõtetrafode, spetsifikatsioonid ja arvestades omandipiiri selgust on Eleringi ettepanek, et täiendava mõõtesüsteemi rajab oma paigaldisse turuosaline, mitte Elering. Seejuures peab turuosalise poolt rajatav ja turuosalisele kuuluv kommertsmõõtesüsteem vastama Eleringi tehnilistele nõuetele. Seetõttu teeb Elering ettepaneku punkti 14 sõnastuse muutmiseks.
„(11) VõrguettevõtjaTuruosaline rajab salvestusperioodi jooksul salvestatud elektrienergia koguse kindlaksmääramiseks liitumispunkti eraldi salvestuse mõõtmise mõõtepunkti. Kõik mõõtepunkti rajamisega seotud kulud kannab turuosaline. Mõõtepunkti kasutamise tingimustes ja mõõteandmete käitlemises lepitakse kokku liitumispunkti suhtes sõlmitud võrgulepingus.“
Mitte arvestatud.
Võrguettevõtja määratud võrgupaketi mõjud võrreldes topelt maksustamise välistamisega ei oma samaväärset mõju.
Arvestatud osaliselt. Eelnõud täiendatud võimalusega ka turuosalise poolt sobiv seade paigaldada.
Arvestatud.
Konkurentsiamet
Konkurentsiameti arvamus elektrituruseaduse ja sellega seonduvalt alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse muutmise seaduse eelnõu kohta
11.04.2024 esitas Kliimaministeerium (KLIM) kooskõlastamiseks ja arvamuse avaldamiseks Justiitsministeeriumile (JUM) elektrituruseaduse (ELTS) ja sellega seonduvalt alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse muutmise seaduse eelnõu (Eelnõu). Samuti esitati Eelnõu teadmiseks Konkurentsiametile.
Eelnõu ja seletuskirja üle vaadanud, peab amet vajalikuks juhtida tähelepanu järgmistele Eelnõuga seonduvatele kitsakohtadele, millega amet nõustuda ei saa. Eelnõuga soovitakse Konkurentsiametile sätestada kohustusi, mille täitmine väljub ameti pädevuse piiridest. Lisaks esitab amet täiendavad ELTS-i muutmise ettepanekud.
Ameti seisukohad ja ettepanekud on järgnevad:
1. Eelnõu kohased ELTS § 214 muudatused
1.1. Elektriturul tarbimiskajas osalemise tingimuste kehtestamine Konkurentsiameti poolt
ELTS § 3 punkti 72 kohaselt on elektriturg – elektrienergia, võimsuse ning paindlikkus- ja tugiteenustega kauplemiseks ettenähtud platvorm. ELTS § 3 punkti 233 kohaselt on tarbimiskaja – elektri tarbimise koormuse juhtimine, mis seisneb tarbija iseseisvas tarbimise muutmises või agregaatori kaudu tehtud ja aktsepteeritud pakkumises müüa komisjoni rakendusmääruse (EL) nr 1348/2014 artikli 2 punktis 4 määratletud organiseeritud turu hinnaga tarbimise vähendamist või suurendamist. Eelnõust kohaselt muudetava ELTS § 214 lõikega 3 soovitakse Konkurentsiametile panna kohustuseks töötada välja elektriturul tarbimiskajas osalemise tingimused, viia läbi avalik konsultatsioon ja avalikustada nimetatud tingimused oma veebilehel. Seejuures pole üheselt arusaadav, mida Eelnõu kohaselt tähendab tingimuste väljatöötamine. Eelnõu tekstist ja seletuskirjast võib pigem aru saada, et eesmärgiks on Konkurentsiameti poolt tarbimiskajas osalemise tingimuste kehtestamine, s.o vastava haldusakti väljaandmine.
Seda seisukohta toetab ka elektrituruseaduse ja teiste seaduste muutmise seadus 426 SE eelnõu seletuskirja § 214 lõike 3 kommentaar, et tarbimiskajas osalemise tingimused on kohustuslikud kõikidele võrguettevõtjatele8. Selgitame, et Konkurentsiamet ei saa haldusaktiga kehtestada üldkohustuslikke elektriturul tarbimiskajas osalemise tingimusi.
Nimelt, Vabariigi Valituse seaduse § 70 ja § 72 järgi on amet seaduses sätestatud ning ministeeriumi valitsemisalas tegutsev valitsusasutus, millel on juhtimisfunktsioon ja mis teostab riiklikku järelevalvet ning kohaldab riiklikku sundi seaduses ettenähtud alustel ja ulatuses. Nii ei sätesta seadus ametile kohustust või võimalust anda välja tervel Eesti territooriumil kehtivaid õigusakte, vaid Konkurentsiamet teeb seadusest tulenevate volituste alusel järelevalvet ja otsuseid piiritletud juhtude reguleerimiseks (haldusmenetluse seaduse (HMS) § 51 lõige 1).
Ka ei ole Konkurentsiametile antud seadusest tulenevat pädevust üldkorralduste andmiseks (HMS § 51 lõige 2) ning mille andmiseks on pädev minister, kes on volitatud välja andma määrusi (HMS §-st 88 tulenevalt on määrus õigusakt, mille haldusorgan annab piiritlemata arvu juhtude reguleerimiseks). Lähtudes eeltoodust, kuna Konkurentsiamet ei saa välja anda üle-eestilisi üldakte, ei saa amet sätestada tarbimiskajas osalemise tingimusi, mis on kohustuslikud kõikidele võrguettevõtjatele. Sellised alused tuleb sätestada seadusemuudatusega või asjakohase määrusega. Sellise seadusemuudatuse või määruse väljatöötamiseks pädev asutus on Kliimaministeerium.
Seega ei ole seadusega kooskõlas, kui tarbimiskajas osalemise tingimused kehtestab haldusaktiga Konkurentsiamet, mistõttu tuleb vastavad alused sätestada seaduses või asjakohases määruses. Lähtudes eeltoodust, teeme ettepaneku sätestada tarbimiskaja osutamise tingimused seaduses või määruses, mida turuosalised peavad täitma.
1.2. Konkurentsiameti kohustus määrata kindlaks elektriturul tarbimiskajas osalejad
Eelnõu kohaselt muudetava ELTS § 214 lõike 3 punkti 1 alusel peavad tarbimiskajas osalemise tingimused ette nägema, et elektri tarbimise koormuse juhtimisel osaleb agregaator (isik, kes osutab agregeerimise teenust ja võib samal ajal olla müüja või bilansihaldur) ja võimaldama agregeerimist – tegevust, mille käigus ühendatakse tarbijate tarbimiskoormus või tootjate tootmisvõimsus elektriturul müümiseks või ostmiseks. Järelikult peab Konkurentsiamet (haldusorgan) kehtestama tingimused tarbimiskaja kui teenuse osutamiseks, sh ka isikud, kes võivad tegeleda tarbimiskaja osutamisega. Samas ei sätesta seadus ametile ka siinkohal pädevust anda välja taolisi üle-eestilisi üldakte. Sellised alused tuleb sätestada seadusemuudatusega või asjakohase määrusega. Sellise seadusemuudatuse või määruse väljatöötamiseks pädev asutus on Kliimaministeerium. Konkurentsiamet teeb seadusest tulenevate volituste alusel järelevalvet ja otsuseid piiritletud juhtude reguleerimiseks (HMS § 51 lõige 1) (vt ka käesoleva kirja punkti 1.1).
Näiteks kooskõlastab amet igale taotluse esitanud ettevõtjale eraldi haldusaktiga teenuse hinna, mida ettevõtja võib oma tarbijatele rakendada. Ameti taoline haldusakt aga ei sea kohustusi ettevõtja tarbijatele. Sarnaselt ei saa ameti üksikjuhtumi reguleerimiseks väljaantav haldusakt seada kohustusi võrguettevõtja lepingupartneritele. See ei ole võimalik. Lähtudes eeltoodust, teeme ettepaneku sätestada tarbimiskaja osutamise tingimused, sh ka isikute loetelu, kes võivad tarbimiskajas osaleda, seaduses või määruses, mida turuosalised peavad täitma.
1.3. Bilansihaldurile tekkinud kulude hüvitamise kohustuse panemine Konkurentsiameti poolt
Eelnõu kohase ELTS § 214 lõike 3 punkti 2 alusel võivad Konkurentsiameti poolt väljatöötatud tingimused ette näha tarbimiskaja tulemusena elektriturule müüdavate või sealt ostetavate elektrienergia tegelike koguste muutumisega tarbimiskajas osalenud tarbija bilansihaldurile tekkinud otseste kulude hüvitamist agregaatori või tarbimiskajas osalenud tarbija või kõigi tarbijate poolt.
Kuigi sätte sõnastus võib jääda mõneti arusaamatuks, võib sealt tuleneda ameti hinnangul seda, et Konkurentsiamet võib ka siinkohal kehtestada haldusaktiga kohustuse hüvitada bilansihaldurile otsesed kulud, mis on tekkinud seetõttu, et tarbija osaleb tarbimiskajas. Ametile antakse väga laialdane diskretsioon haldusaktiga kehtestada, kas või kui suures osas bilansihaldurile tekkinud otsesed kulud kuuluvad hüvitamisele. Konkurentsiamet on seisukohal, et ka siinkohal, kuna amet ei saa välja anda üle-eestilisi üldakte ning kehtestada kohustusi võrguettevõtja lepingupartneritele (mh tarbijatele; vt ka käesoleva kirja punkte 1.1 ja 1.2), ei saa amet sätestada tarbimiskaja tulemusena turuosalistele tekkinud kulude hüvitamise tingimusi, hüvitise arvutamise metoodikat ja maksmise korda (st kes kellele mille alusel ja kui palju hüvitist maksab) ning olla siinkohal kohustava isiku rollis. Sellised alused tuleb sätestada seadusega (vt nt KonkS § 71. peatükk, mis puudutab järelevalvetasu) või määrusega (vt nt määrused "Strateegilise gaasivaru varumakse määr", "Võrguteenuste kvaliteedinõuded ja võrgutasude vähendamise tingimused kvaliteedinõuete rikkumise korral" ja „Universaalse postiteenuse osutamise kohustuse täitmisega seotud kulude hüvitamise kord“). Sellise seadusemuudatuse või määruse väljatöötamiseks pädev asutus on Kliimaministeerium. Lisaargument, miks peavad need alused olema sätestatud seaduses või määruses, on see, et kõik mis puudutab rahalisi kohustusi, peab läbima kooskõlastusringi valitsuses – eriti tähtis on rahaliste kohustuste osas Rahandusministeeriumi ja Justiitsministeeriumi kooskõlastus. Erinevalt seadustest ja määrustest, Konkurentsiameti haldusakt eelmainitud kooskõlastusringi ei läbiks. Samuti mängib siinkohal rolli võlaõiguslik aspekt. Konkurentsiameti haldusaktiga ei saa sätestada üle-eestilisi rahalisi kohustusi, st ameti haldusakt ei saa olla aluseks, milles sätestatud suurustes ja alustel hakkavad turuosalised omavahel arveldama. Seega ei ole seadusega kooskõlas, kui Konkurentsiamet võib haldusaktiga kehtestada bilansihaldurile tekkinud otseste kulude hüvitamise agregaatori või tarbimiskajas osalenud tarbija või kõigi tarbijate poolt, mistõttu tuleks vastavad alused taolise vajaduse tekkimisel sätestada seaduses või asjakohases määruses. Lähtudes eeltoodust, teeme ettepaneku sätestada vastavasisulised alused (mh konkreetsed hüvitise määrad) seaduses või määruses, mida turuosalised peavad täitma ning mis kuuluvad vaidluste puhul lahendamisele tsiviilkohtus (nt tagastatavad summad jms).
1.4. Tarbimiskajas osalemiseks vajalikud metoodikad
Kehtiv ELTS § 214 lõige 4 sätestab, et võrguettevõtjad koostavad tarbimiskajas osalemise tingimuste alusel vajalikud metoodikad. Eelnõu kohase ELTS § 214 lõike 4 alusel peavad vajalikud metoodikad olema koostatud ja esitatud Konkurentsiametile kooskõlastamiseks hiljemalt 6 kuu jooksul peale tarbimiskaja osalemise tingimuste avaldamist. Selgitame, et tarbimiskajas osalemise tingimuste kehtestamist Konkurentsiameti haldusaktiga on käsitatud käesoleva kirja punktis 1.1.
Eelnõust ei selgu, mis metoodikad ja mis eesmärgil peavad võrguettevõtjad koostama. Samuti ei selgu, millest lähtuvalt peab Konkurentsiamet metoodika kooskõlastama. Eelnõu seletuskirjas on küll esitatud metoodikate kohta mõningaid mõtteid, kuid seletuskirjast ei saa tulla võrguettevõtjale või Konkurentsiametile kohustusi. Lähtudes eeltoodust, teeme ettepaneku täpsustada Eelnõu kohase ELTS § 214 lõike 4 sõnastust informatsiooniga, mis metoodikad ja mis eesmärgil peavad võrguettevõtjad koostama.
1.5. Tarbimiskaja osalemise tingimuste kohustuslikud reeglid
Kui Eelnõu kohaselt on ELTS § 214 lõikes 3 sätestatud tingimused, mida Konkurentsiamet võib kehtestada, siis sama paragrahvi lõikega 5 sätestatakse tingimused, mida amet peab kehtestama. Kokkuvõtvalt peab amet seadma kohustusi tarbimiskajas osalejatele, bilansi ja tarnete selgitamise reeglid ning bilansihaldurile kulude hüvitamise arvutamise põhimõtteid, kui hüvitamine on ette nähtud. Eelnõu ja seletuskirja järgi kehtestab Konkurentsiamet vastava regulatsiooni haldusaktiga.
Kuna võimatust sätestada taoline üldkohustuslik regulatsioon Konkurentsiameti haldusaktiga ja vajadust teha seda seadusemuudatusega või asjakohase määrusega on amet selgitanud käesoleva kirja punktides 1.1-1.3, amet seda siinkohal ei korda.
Lähtudes eeltoodust, teeme ettepaneku sätestada vastavasisulised alused (mh konkreetsed hüvitise määrad) seaduses või määruses, mida turuosalised peavad täitma ning mis kuuluvad vaidluste puhul lahendamisele tsiviilkohtus (nt tagastatavad summad jms)
2. Võlaõiguslikest suhetest tulenevate vaidluste lahendamine
Eelnõu kohaselt täiendatakse ELTS §-i 44 lõikega 81, mille kohaselt avatud tarnija ja bilansihaldur ei nõua agregaatoriga agregeerimislepingu sõlminud tarbijalt ja aktiivselt võrguteenuse kasutajalt alusetuid makseid ega trahve ega rakenda nende suhtes muid põhjendamatuid lepingulisi piiranguid ega tehnilisi nõudeid, mis tuleneksid sellest, et tarbija või aktiivne võrguteenuse kasutaja osaleb agregeerimises.
Sätte sõnastusest on keeruline aru saada. Samas võib mõista, et sätte eesmärgiks on reguleerida erinevate turuosaliste võlaõiguslikke suhteid, eelkõige võimalikke lepingust tulenevaid trahve ning et turuosalised ei seaks põhjendamatuid tehnilisi nõudeid.
Eelnõust ei selgu, kelle pädevuses on võlaõiguslike vaidluste lahendamine. Konkurentsiamet on seisukohal, et igasugu lepingulised maksed, trahvid, piirangud ja tehnilised nõuded on lahendatavad tsiviilkohtumenetluse seadustiku alusel kohtus või ka tarbijavaidluste puhul Tarbijakaitse ja Tehnilise Järelevalve Ametis. Kuna antud juhul on pädevad asutused juba olemas, siis ei pea Konkurentsiamet teiste asutuste pädevusi dubleerivate aluste ELTS-is sätestamist põhjendatuks. Sarnast seisukohta oleme käsitlenud 09.01.2024 KLIM-ile ja JUM-ile saadetud kirjas9.
3. Täiendava mõõtepunkti rajamise maksumuse hüvitamine
Eelnõu kohaselt täiendatakse ELTS § 67 lõikega 11, mis sätestab mh, et turuosaline tasub täiendava mõõtepunkti rajamise eest vastavalt võrguettevõtja hinnakirjale.
Samas reguleerib ELTS § 67 lõige 6 tehniliselt keerukama mõõteseadme paigaldamist ja vastavate kulude hüvitamist. Tehniliselt keerukama mõõteseadme paigaldamise taotluse esitanud isik peab tasuma mõõtmeseadme maksumuse ja selle paigaldamiseks tehtud kulutuste eest.
Lähtudes eeltoodust, palume kaaluda, kas täiendava mõõtepunkti rajamise eest võetava tasu regulatsioon peab olema erinev tehniliselt keerukama mõõtmeseadme paigaldamise regulatsioonist, mis lähtub kulupõhisusest. Kaaluma peaks ELTS § 67 lõike 6 uuesti sõnastamist nii, et arvestataks ka täiendava mõõtepunkti rajamisega seonduvate kulude hüvitamist.
4. Täiendava mõõtepunkti kasutamise tasu
Eelnõu kohaselt täiendatakse ELTS § 67 lõikega 11, mis sätestab mh, et turuosaline tasub täiendava mõõtepunkti kasutamise eest vastavalt võrguettevõtja hinnakirjale.
Samuti täiendatakse Eelnõu kohaselt ELTS § 71 lõiget 1 punktiga 7, mille kohaselt võrguteenust osutav võrguettevõtja võtab tasu (edaspidi võrgutasu) liitumispunktis täiendava mõõtepunkti kasutamise eest.
Võrguteenuse arvestamist ja kooskõlastamist reguleerib ELTS-i 6. peatüki 3. jagu. Seetõttu on arusaamatu ja eksitav ELTS § 67 lõikes 11 sätestatav võrguettevõtja hinnakirjast lähtuv tasumine täiendava mõõtepunkti kasutamise eest.
Lähtudes eeltoodust, teeme ettepaneku ELTS § 67 lõikest 11 välja jätta hinnakirjakohase tasu võtmine täiendava mõõtepunkti kasutamise eest.
5. Tarbija teavitamine
Eelnõu kohaselt muudetava ELTS § 91 lõike 3 teise lausega pannakse võrguettevõtjale lepingu lõpetamise teatega kohustus teavitada tarbijat muudest võimalustest kui võrgust lahti ühendamine.
Sätte sõnastusest ei selgu, mis on need muud võimalused ja mis on nende kasutamise tagajärg. Seega vajaks sätte sõnastus ülevaatamist.
Võrguettevõtja peab ülesütlemise teate esitama vähemalt 30 päeva enne lepingu ülesütlemist. Samas võib 30 päeva osutuda tarbijale võrgulepingu ülesütlemisele alternatiivsete lahenduste leidmiseks liiga lühikeseks. Samuti näeb ELTS ette ka võrguühenduse katkestamise alused.
Lähtudes eeltoodust, palume kaaluda võimalust, et tarbijat teavitatakse muudest võimalustest kui võrguühenduse katkestamine või võrgulepingu ülesütlemine võimalikult vara, et tarbijal oleks piisavalt aega ja võimalusi et kasutada ka nn muid võimalusi.
6. Dünaamilise elektrihinnaga lepingute mõju tarbijate arvetele
Eelnõuga kohaselt muudetakse ELTS § 93 lõige 6 punkti 18 nii, et mh lisaks sama paragrahvi lõikes 1 sätestatule, jälgib Konkurentsiamet riikliku järelevalvega seotud ülesandena dünaamilise elektrihinnaga lepingute mõju tarbijate arvetele.
Korrakaitseseaduse § 2 lõike 4 kohaselt on riiklik järelevalve korrakaitseorgani tegevus eesmärgiga ennetada ohtu, selgitada see välja ja tõrjuda või kõrvaldada korrarikkumine.
Eelnõust ega seletuskirjast ei selgu, kuidas dünaamiliste elektrihinnaga lepingud võivad kujutada ohtu tarbija arvetele, et Konkurentsiamet saaks seda ohtu ennetada ja seda välja selgitada või kõrvaldada. Ameti hinnangul ei oleks sellisel kujul sätestatud kohustust ka võimalik täita.
Lähtudes eeltoodust, teeme ettepaneku ELTS § 93 lõige 6 punkti 18 muudatus Eelnõust välja jätta.
7. Konkurentsiameti täiendavad ettepanekud
7.1. Oleme seisukohal, et hetkel kehtiv ELTS § 18 regulatsioon ei ole proportsionaalne ja mõistlik, arvestades Eesti jaotusvõrguettevõtete suuruse eripära, mistõttu teeme ettepaneku sätestada ELTS §-s 18, et võrdse kohtlemise tegevuskava ning selle täitmise aastaaruande koostamine on kohustuslik integreeritud elektriettevõtjate suhtes, kelle võrguteenuse müügimaht on suurem kui 100 GWh/aastas. Sellistel võrguettevõtjatel on piisav võrguühenduse kasutajate arv ja suurus, mille jaoks võrdse kohtlemise tegevuskava ja selle täitmise aastaaruande koostamine on mõistlik.
7.2.1. Eelnõu kohaselt täiendatakse ELTS §-i 66 lõikega 81 järgmises sõnastuses:
„(81) Võrguettevõtja, kes on vertikaalselt integreeritud ettevõtja ja kelle võrku ühendatud tarbijate arv on väiksem kui 100 000, ei pea käesoleva paragrahvi lõikes 8 nimetatud võrgu kümneaastast arengukava koostama.“
Lähtudes käesoleva kirja punktis 7.1 toodud muudatusettepanekust, teeme ettepaneku muuta ka Eelnõu ELTS § 66 lõike 81 sõnastust selliselt, et § 66 lõikes 8 nimetatud võrgu kümneaastast arengukava ei pea esitama võrguettevõtja, kes on vertikaalselt integreeritud ettevõtja ja kelle võrguteenuse müügimaht on suurem kui 100 GWh/aastas. Selliselt oleks tagatud sama piirmäär kõigi nõuete osas.
7.2.2. Teeme ettepaneku täiendada ELTS §-i 66 sättega, mis näeks ette valdkonna eest vastutava ministrile kohustuse kehtestada võrgu arengukava koostamise täpsemad nõuded.
Võrguettevõtja arengukavale esitatavate nõuete kehtestamine on vajalik, ühtlustamaks ning võrdlemaks arengukavades esitatavat teavet. Võrdlust on vaja nii aastate lõikes, kui ka põhi- ja jaotusvõrguettevõtjate vahel, kuna põhi- ja jaotusvõrgu arengukavad on omavahel seoses. Ühtlasi on arengukava pikaajaline dokument, mis on ajaga muutuv, mistõttu konkreetne vorm sellele on selguse mõttes vajalik. Teisalt on oluline, et võrguettevõtjad avaldaksid arengukavaga kümneaastase võrgu arengu planeerimise metoodika ja stsenaariumid, mille alusel investeerimisprojekte valitakse. Valdkonna eest vastutava ministri poolt kehtestavas määruses toodud võrgu arengukava koostamise täpsemad nõuded on võrguettevõtjatele järgimiseks kohustuslikud.
7.2.3. Teeme ettepaneku täiendada ELTS § 66 lõiget 13 nii, et Konkurentsiamet esitab põhivõrguettevõtja esitatud võrgu arengukava valdkonna eest vastutavale ministrile kooskõlastamiseks.
Leiame, et põhivõrguettevõtja võrgu arengukava on riikliku tähtsusega dokument, mis peab olema kooskõlas riiklike kliima- ja energiamajanduse strateegiatega. Sarnane lähenemine, kus põhivõrgu arengukava kinnitatakse, kas valitsuse või parlamendi poolt, on kasutusel ka nii mõneski teises Euroopa Liidu liikmesriigis.
Leiame, et vastav täiendus on oluline Eelnõus ELTS § 66 lõikes 141 välja toodud Konkurentsiameti kohustusega jälgida arengukava elluviimist.
7.3. Oleme seisukohal, et hetkel kehtiv paindlikkusteenuse (ELTS § 662) ja tugiteenuste (ELTS § 663) regulatsioon ei ole proportsionaalne ja mõistlik, arvestades Eesti eripära, mistõttu teeme ettepaneku, et kõik jaotusvõrguettevõtjad ei peaks esitama paindlikkusteenuse (ELTS § 662) ja tugiteenuste (ELTS § 663) mittekasutamise taotlust, vaid ainult suuremad Eestis tegutsevad jaotusvõrguettevõtjad.
Lähtudes eeltoodust, teeme ettepaneku, et paindlikkusteenuse (ELTS § 662) ja tugiteenuste (ELTS § 663) mittekasutamise taotluse peaksid esitama alates 100 GWh/aastas müügimahuga jaotusvõrguettevõtjad, kuna sellistel ettevõtjatel on piisav võrguühenduse kasutajate arv ja suurus, mille puhul on proportsionaalne paindlikkusteenuse ja/või tugiteenuste mittekasutamise taotluse esitamise nõue.
8. Puudulik mõjuanalüüs Juhul kui ELTS § 214 peaks sellisel kujul jõustuma, siis tähendab see Konkurentsaimeti halduskoormuse suurenemist. Paindlikkusteenustega seotud kulude hüvitamiste suuruste hindamist on vaja analüüsida valdkonna ekspertide poolt, mis tuleb hankida väljastpoolt ametit. Seejärel saab valdkonna ekspertidega välja töötada tarbimiskajas osalemise tulemusena tekkinud kulude hüvitamise põhimõtteid. Eelnõu seletuskirjas puudub analüüs täiendavate ressursside vajalikkuse ja olemasolu kohta. Näiteks ainult analüüsi maksumus võib küündida kuni 100 000 euroni, millega amet enda eelarves pole arvestanud.
Teeme ettepaneku Eelnõu seletuskirja vastavasisuliselt täiendada.
Arvestatud.
Arvestatud.
Arvestatud.
Arvestatud.
Arvestatud.
Arvestatud.
Mitte arvestatud. Salvestatud elektrienergia mõõtmiseks ei pea kasutama tehniliselt keerukamat mõõteseadet.
Arvestatud.
Arvestatud.
Mitte arvestatud. Konkurentsiametil on juba täna kohutus ELTS § 93 lõige 6 punktiga 18:
„18) jälgib turu avamise ja konkurentsi taset, sealhulgas elektribörsi ja kodutarbijatele määratud hindu ning avaldab vähemalt kord aastas soovitusi kodutarbijatele müüdava elektrienergia hinnakujunduse kohta;“. Täiendav kohustus kõigest täpsustab mida Konkurentsiamet juba teostab või teostama peaks.
Arvestatud.
Arvestatud.
Arvestatud.
Mitte arvestatud. Ministeerium osaleb protsessis, panustades oma ettepankutega avalike konsultatsioonide raames.
Arvestatud.
Arvestatud.
Mitte arvestatud. Nõue tuleb direktiivist (EL) 2019/944.
Arvestatud.
Alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse muutmist käsitlevad ettepanekud
AS Alexela
7. ATKEAS § 24 lõiget 63 täiendatakse pärast kolmandat lauset järgmise lausega:
„Energiasalvestusüksuse poolt kalendrikuu lõikes tarbitud elektrienergia eest ei teki maksukohustust samal perioodil elektriaktsiisi maksjale edastatud elektrienergia ulatuses tingimusel, et elektriaktsiisi maksja tasub energiasalvestusüksuse poolt temale edastatud elektrienergia eest aktsiisi.“
Seletuskirja kohaselt on muudatuse eesmärk edendada energiasalvestusüksuste rajamist, osalemist elektriturul ja võrreldes elektritootjatega samaväärse konkurentsi tekitamine topeltmaksustamise kaotamise ja seeläbi energiasalvestusüksuste käitamiskulude vähendamise kaudu. Praeguse regulatsiooni järgi peaks rajatav energiasalvestusüksus maksma elektriaktsiisi elektrikoguse eest, mille ta võrku tagastab, ja selle eest tasub lõpptarbija uuesti. Sellises olukorras on tegemist topeltmaksustamisega, mis loob energiasalvestusüksuste investeeringutele turutõrke. Alexela pooldab iseenesest topeltmaksustamise kaotamist, kuid peab oluliseks möönda, et selguse huvides tuleks arvestada siin laiemalt ka päikesepaneelidest omatoodetud ja otseliini kaudu edastatud elektrienergia vabastamist aktsiisiga maksustamisest, mis juba kehtivas kõnesolevas sättes tagab maksukohustusest vabastuse vaid kuni 100 kW summaarse netovõimsusega seadmetega ja elektrisüsteemiga ühendatud elektrienergia tootjale, kelleks on kodutarbija või korteriühistu. Seetõttu tuleks meie hinnangul redigeerida antud muudatuse raames ka kehtiva sätte kolmandat lauset.
Mitte arvestatud. Eelnõust ATKEAS-e muudatus Rahandusministeeriumi nõudel eemaldatud.